
Estados contables correspondientes a los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2010, y Memoria, información adicional y Reseña informativa por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011

ENDESA COSTANERA S.A.

ÍNDICE


Carta del Presidente del Directorio
Memoria
CAPÍTULO I
Contexto y Perspectivas Macroeconómicas
CAPÍTULO II
El Mercado Eléctrico Argentino
Reseña de las Operaciones
CAPÍTULO III
Gestión Comercial
Gestión de Combustibles
Desarrollo Sostenible, Calidad y Medio Ambiente
CAPÍTULO IV
Recursos Humanos
CAPÍTULO V
Administración y Finanzas
Resumen de la Situación Económico-Financiera y del Resultado de las Operaciones
CAPÍTULO VI
Planificación y Control: Síntesis de la Gestión
Perspectivas Futuras
Ampliación de la Memoria- Decreto 677/2001
Propuesta del Directorio
Anexo a la Memoria: Informe de Gobierno Societario
Estados Contables al 31 de diciembre 2011 y 2010
Informe de los Auditores sobre Estados Contables
Informe de la Comisión Fiscalizadora

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO

Estimados(as) Accionistas:

Como Presidente del Directorio de Endesa Costanera, tengo el agrado de presentar a ustedes la Memoria Anual y los Estados Contables correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2011, junto con una breve reseña sobre los principales acontecimientos ocurridos durante el transcurso del mismo, tanto para la Sociedad como para la industria en la que se desenvuelve.

Durante el presente ejercicio, la economía argentina volvió a crecer a un ritmo acelerado, impulsada por factores internos y externos que estimularon la demanda agregada. Es así que durante el año 2011 el PBI registró un aumento del orden del 8,7%.

El contexto externo resultó favorable hasta la primera mitad del año, con precios record de commodities y bajas tasas de interés a nivel global.

A partir de la segunda mitad de 2011 se notó una desaceleración, relacionada tanto con la crisis en la eurozona –y su impacto regional y sobre los precios-, como por la creciente salida de capitales domésticos.

En este escenario, la demanda del Sistema Eléctrico Argentino registró un aumento del 5,1% respecto de 2010, como consecuencia principalmente del aumento en la actividad económica registrado.

Para nuestra Sociedad, el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2011, arrojó una pérdida de $ 170,7 millones, habiéndose registrado una ganancia operativa de $ 24,4 millones e ingresos netos por ventas de $ 2.918,7 millones.

Los resultados del año continuaron afectados por las condiciones imperantes en el mercado de la generación eléctrica de Argentina. En el transcurso del año 2011, continuaron vigentes los cambios en las normas que regulan al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), el mecanismo existente para la fijación de los precios horarios de la energía, el tope de los mismos en 120 $/MWh y las restricciones de gas natural, con la consecuente utilización de combustibles líquidos alternativos, más caros y menos eficientes, así como también la acumulación de acreencias de los generadores por retrasos en los pagos de la energía vendida al MEM.

No obstante, a pesar del entorno complejo, continuamos adaptándonos a los constantes desafíos, cumpliendo con los planes establecidos y acompañando la creciente demanda energética con una operación adecuada.

El año bajo consideración estuvo caracterizado por un invierno y un verano rigurosos, lo que llevó en ambos períodos a batir los récords de demanda de potencia. Los aportes hidrológicos de las cuencas de los ríos Limay y Collón Curá se vieron sustancialmente reducidos a partir de mayo, configurando una situación de año seco en dichas cuencas. La disponibilidad de gas del sistema se redujo respecto del año 2010, básicamente por mayores cortes en el período invernal, registrándose una alta generación con combustibles líquidos alternativos para abastecer el creciente despacho térmico.

En virtud de lo expuesto precedentemente, el aspecto operativo durante el año 2011, se caracterizó por un elevado despacho de todas las unidades de Endesa Costanera, como consecuencia de la mayor disponibilidad de sus unidades generadoras, en especial de las unidades turbo vapor.

Durante el año 2011, se destacan las siguientes actuaciones:

Las tareas más importantes en Mantenimiento se centraron fundamentalmente en la conclusión del Plan Invierno -iniciado en septiembre 2010 y concluido en mayo 2011- y en el Mantenimiento Mayor del Ciclo Combinado II. En este sentido cabe destacar que la cifra de inversiones materiales de la empresa en el año alcanzó los $282 millones - la más alta en los últimos 10 años -recursos íntegramente destinados a asegurar los adecuados estándares de disponibilidad, fiabilidad y eficiencia técnica de las unidades generadoras de la empresa.

Se continuó con la estrategia financiera adoptada ya en ejercicios anteriores, de priorizar el manejo conservador de las mismas de manera de asegurar los recursos financieros necesarios para satisfacer las necesidades de caja operativas de la Central, en esa línea se ha logrado refinanciar la mayor parte de los vencimientos de deuda de corto plazo.

Una nueva política de integración de la gestión comercial implementada en las empresas del Grupo ENDESA, a través de una reestructuración de procesos, contempló la reasignación de tareas y alcanzó la optimización de los procesos comerciales. En dicho contexto, la compañía ha realizado un importante esfuerzo para mantener, e incluso incrementar, el nivel de contratación en el mercado a término (MAT). Dentro de la nueva estrategia comercial se incluyeron diferentes acciones y modalidades de contratación con los clientes, tendientes satisfacer por un lado los requerimientos de los mismos y por otro, a mejorar los flujos de caja de la empresa.

La aplicación del “Acuerdo para la Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación 2008-2011”, formalizado por los generadores con la Secretaría de Energía en noviembre de 2010, con el objeto de continuar con el proceso de recomposición del MEM; contribuyó a la mejora de los resultados operacionales, por mayores ingresos por la potencia puesta a disposición y los incrementos de los valores máximos reconocidos para la remuneración por operación y mantenimiento.

Con referencia al Fondo para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista “FONINVEMEM”, y en adición a lo informado en años anteriores, las empresas continuaron recuperando sus acreencias con los flujos generados por el proyecto, a través del contrato de venta de su producción al MEM, administrado por CAMMESA, por diez años. Por los aportes efectuados por Endesa Costanera al FONINVEMEM, la sociedad recibe mensualmente una suma del orden de $ 1,5 millones (capital más intereses correspondientes).

En el ámbito de los Recursos Humanos, la sociedad continuó trabajando para su fortalecimiento continuando con acciones tendientes al crecimiento del personal, contribuyendo así al desarrollo de los negocios. A lo largo del año transcurrido se trabajó en diversos programas de entrenamiento, así como también se focalizó en la formación técnica continua de nuestros profesionales y operadores. A su vez el directorio de la Compañía adhirió al “Código Ético”, a las “Directrices 231” y al “Plan de Tolerancia Cero contra la Corrupción”, documentos que expresan los compromisos y las responsabilidades del Gobierno Corporativo en la puesta en marcha de las actividades empresariales por parte de todos los trabajadores, proveedores y accionistas.

Durante el año 2011 la Compañía ratificó el compromiso con la calidad, la seguridad y el medio ambiente mediante el sostenimiento de las certificaciones de los Sistemas de Gestión Medioambiental según la Norma Internacional ISO 14001:2004, de Gestión de Calidad conforme a la Norma Internacional ISO 9001:2008 y el Sistema de Gestión en Seguridad y Salud Ocupacional (SGSYSO) de acuerdo a la Norma OSHAS 18001:2007. También renovó su compromiso con el Pacto Mundial de las Naciones Unidas, iniciativa que promueve el respeto por los Derechos Humanos, Los Derechos Laborales, la protección del Medio Ambiente y la lucha contra la Corrupción.

En el contexto planteado se requirió de un ajustado manejo de los recursos de la Compañía para absorber los mayores gastos operativos e inversiones requeridos para afrontar altos niveles de despacho con adecuados estándares técnicos de disponibilidad y fiabilidad de las unidades generadoras, y al mismo tiempo cumplir con las obligaciones financieras comprometidas considerando las restricciones imperantes para obtener nuevos financiamientos en los importantes montos requeridos por la operación de la Sociedad.

Por lo expuesto, podemos añadir que estamos satisfechos con la gestión realizada en la actual coyuntura, articulando estrategias y procedimientos para superarla y hacer más eficiente la gestión.

Finalmente, deseo aprovechar esta oportunidad para agradecer especialmente a nuestros Accionistas, Clientes, Proveedores y Entidades Financieras, por su permanente confianza y apoyo, como así también, hacer extensivo mi reconocimiento a todos quienes forman parte de la Compañía y que a través de una comprometida y ardua labor han contribuido a transitar un año complejo y prepararnos para continuar afrontando nuevos desafíos.

Joaquín Galindo Vélez

Presidente

MEMORIA

(Información no auditada ni cubierta por el Informe del Auditor)

CAPÍTULO I

CONTEXTO Y PERSPECTIVAS MACROECONÓMICAS

El contexto macroeconómico del año 2011

Durante la primera mitad del año, la economía argentina mantuvo una elevada tasa de expansión, que promedió 9,5% anual de acuerdo con estimaciones oficiales. Más allá del arrastre estadístico del año previo, la actividad se beneficiaba de un contexto externo favorable –con precios record de las commodities, y términos de intercambio que crecían 11,2% anual en el segundo trimestre-, y del impulso de las políticas domésticas.

Tanto los ingresos, como las variables fiscales y monetarias, mostraron tasas nominales de expansión anual por sobre el 30%. Los salarios mínimos se ajustaron 5,7% en enero y 25% en agosto, cerrando el año con un incremento algo superior al 32%. El gasto público primario –es decir, excluyendo pagos de intereses- creció a un ritmo algo superior al 36% anual, con un promedio más cercano al 39% en la segunda mitad del año. El Banco Central mantuvo la financiación al Tesoro por diversas vías, lo que derivó en una expansión de los agregados monetarios cercana al 40% anual a mediados de año.

La expansión del gasto favoreció un importante crecimiento del consumo, y hasta promediar el año, en la inversión. La inflación se mantuvo elevada pero sin embargo algo menor que en igual período del año anterior, gracias a una fuerte reducción en la inflación de alimentos.

Sin embargo, los síntomas de una desaceleración se presentaban ya en el segundo trimestre del año. Por una parte, la salida de capitales se aceleró, determinando que en el segundo trimestre del año el Banco Central sólo pudiera acumular unos 400 millones de dólares de reservas, frente a los 1.780 millones del año previo. La salida de capitales se aceleró en la segunda mitad del año, generando una contracción monetaria no deseada, y finalmente determinó un aumento de 800 puntos básicos en las tasas de interés pasivas –desde 11,2% promedio en la primera mitad del año a poco más de 19,5% promedio en noviembre-.

La obligación de liquidar divisas establecida sobre compañías mineras y petroleras a partir de noviembre, y la repatriación de inversiones por parte de compañías de seguros, fueron anuncios para aumentar la oferta de dólares en el mercado doméstico, que se completaron con restricciones a la demanda, tanto de empresas y particulares por motivos financieros, como por motivos comerciales. Las medidas no generaron expectativas favorables, lo que alentó una salida de depósitos en dólares durante noviembre, estabilizándose la situación a mediados de diciembre. El año cerró con una pérdida de reservas brutas de unos 5.800 millones de dólares, a lo que debe sumarse la toma de préstamos en bancos centrales y BIS (Banco de Ajustes de Basilea) por unos 5 mil millones de dólares.

El contexto de salida de capitales, con aumentos de tasas de interés, se superpuso a la crisis en la eurozona que se desató en la segunda mitad del año, y que afectó la actividad en la región y los precios de las commodities. La actividad industrial dejó de crecer en forma significativa, cuando se la computa en términos desestacionalizados, tanto en mediciones oficiales como privadas. El EMI de INDEC (indicador industrial) de noviembre de 2011 muestra un nivel similar al de diciembre de 2010, mientras que el IPI de FIEL muestra una mejora de 2,5% frente a diciembre de 2010, pero un crecimiento nulo desde mayo de 2011, siempre ajustados por estacionalidad. La construcción también se desaceleró, y la inversión bruta –ajustada estacionalmente- creció sólo 1,1% en el tercer trimestre del año, según los datos oficiales. En suma, el crecimiento del PIB se desaceleró en la segunda mitad del año, para cerrar en niveles estimados de 8,7% (INDEC).

Perspectivas para 2012

Las condiciones externas para el año 2012 indican que habrá un menor crecimiento mundial, con impacto sobre el comercio y menores precios de commodities, que afectarán negativamente los términos de intercambio de Argentina.

Ello sumado a un menor crecimiento regional y la depreciación de las monedas de algunos emergentes (Brasil) y una eventual sequía que afectaría la producción primaria, está dando lugar a un escenario menos expansivo.

Las políticas domésticas para enfrentar la coyuntura no han logrado por el momento recuperar la confianza en términos de movimientos de capitales voluntarios. De allí que se espere se mantengan las restricciones a movimientos comerciales –en particular de importación-, y sobre movimientos financieros. Ello tenderá a limitar la liquidez del sistema, ya que la política pública procurará mantener la expansión del crédito. Con ello se espera que las tasas nominales de interés sobre depósitos se mantengan en niveles más elevados que en el pasado, y que las tasas para préstamos se mantengan positivas en términos reales.

Dado que el gobierno enfrentó un deterioro fiscal a lo largo del año 2011, con riesgo de que un menor crecimiento agrave la situación en 2012, el Poder Ejecutivo decidió ajustar las tarifas de electricidad, gas y agua vía la eliminación de subsidios a partir de 2012 en el caso de usuarios residenciales, y desde diciembre de 2011 en el caso de empresas.

Por otra parte, dado que el costo del endeudamiento sigue elevado, es de esperar que siga cayendo la relación deuda/PBI. En cuanto a la inversión se estima que tendrá un comportamiento débil, y que el consumo será el principal factor para sostener el crecimiento, ya que las exportaciones netas tendrán un papel contractivo.

Principales Indicadores Económicos


	2011(e)	2010	2009
PBI Real – (INDEC) (var. anual %)	8,7	9,2	0,9
Inversión Bruta Interna Fija- (INDEC) (var. anual %)	16,6	21,2	-10,2
Inflación Minorista-IPC- (INDEC) (var. anual %, dic-dic)	9,5	10,9	7,7
Inflación Mayorista-IPM-(INDEC) (var. anual %, dic-dic)	12,7	15,4	10,3
Tipo de cambio ($/U$S, BCRA, fin de período)	4,31	4,00	3,81
Exportaciones FOB (millones de U$S)	84.429	68.133	55.668
Importaciones CIF (millones de U$S)	73.778	56.503	38.780
Balanza Comercial (millones de U$S)	10.651	11.630	16.888
Reservas Internacionales (millones de U$S, fin de período)	46.376	52.190	47.967
Deuda Externa Total (millones de U$S, fin de período)	137.000	123.782	113.073

(e): Estimado

Fuente: FIEL, en base a INDEC, MECON y FMF.

CAPÍTULO II

EL MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO

Durante el año 2011 la demanda del Sistema Eléctrico Argentino registró un crecimiento de 5,1% respecto del año 2010, alcanzando un valor total de 116.418 GWh netos.

La potencia máxima bruta generada en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) alcanzó un nuevo récord histórico de 21.564 MW en el mes de agosto, superando en un 3,5% al record del año 2010 de 20.843 MW.

La producción total de Endesa Costanera durante el año 2011 fue de 8.397 GWh, un 5,4% superior a la del año anterior, habiendo aportado las unidades turbo vapor 3.245 GWh netos con un factor de carga del 35%, el Ciclo Combinado II –de 859 MW- participó con un factor de carga del 54% (3.587 GWh netos) y el Ciclo Combinado I –de 327 MW- con un factor de carga del 52% (1.565 GWh netos).

La potencia instalada a fines del año 2010 (28.143 MW) se vio incrementada en 1.300 MW merced a la elevación a la cota de diseño (83 m.s.n.m.) de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá que aportó 450 MW a esta cifra, los cierres de los ciclos combinados de la Central Térmica Loma de La Lata (Neuquén) y de la Central Térmica Pilar (Córdoba) que aportaron 324 MW, el programa de generación distribuida de ENARSA, mediante el cual se instalaron en distintos lugares del país 250 MW en motores diesel de pequeño porte, las turbinas de gas aeroderivadas de la Central Térmica Independencia en Tucumán (2 unidades de 60 MW) y las industriales de Centrales de la Costa en Villa Gesell (80 MW) y ENARSA en Bragado (50 MW) y Las Armas II (23 MW). Se pusieron en servicio también algunos pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, entre los cuales el más importante fue la rehabilitación y repotenciación de la Central Hidroeléctrica Álvarez Condarco, del Consorcio Potrerillos, sobre el Río Mendoza (55 MW).

Teniendo en consideración los ingresos del 2011, la potencia instalada total del MEM alcanzó los 29.443 MW, de los cuales Endesa Costanera -con 2.324 MW brutos- representa un 7,9% del total.

El parque de generación térmica ha contribuido al cubrimiento de la demanda en 61%, la generación nuclear en 5%, la generación hidroeléctrica en 32%, mientras que el 2% restante corresponde a la importación.

El Precio de Mercado de energía Spot promedio anual, para una central que hubiera generado los 365 días del año, fue de 119,45 $/MWh.

RESEÑA DE LAS OPERACIONES

Reseña de Producción

Debido a la escasez de gas en el país para abastecer los consumos industriales y domésticos la estrategia fijada por la Secretaría de Energía y el administrador del mercado eléctrico fue sostener la demanda eléctrica con aquellas unidades generadoras capaces de utilizar combustibles líquidos, fundamentalmente Fuel Oil.

Por ello, se planificó y se llevó a cabo el denominado Plan Invierno 2011 cuyo objetivo era aumentar la potencia puesta a disposición y la disponibilidad de las Unidades Convencionales de la Sociedad. En este plan que comenzó a finales del año 2010 y se extendió hasta mayo de 2011, se revisaron y reacondicionaron los circuitos fundamentales en las unidades turbo vapor 1 a 7.

Como resultado de lo anterior y tomando en consideración el período mayo–agosto 2010 respecto de idéntico período 2011 los resultados pueden señalarse como positivos, ya que:

La generación total de la Central fue un 20% superior.
La generación de las Unidades Turbo Vapor (TV’s) fue 25% superior.
Durante los meses de invierno las Unidades TV’s generaron un 24% más con respecto al mismo período 2010.
Se consumieron más de 500.000 toneladas de fuel oil en las Unidades Convencionales superando el consumo histórico de la Planta.
Se consumieron más de 230.000 m3 de gas oil en las Unidades de Ciclos Combinados, cifra que también constituye un record histórico para la Central.

Mantenimiento

Durante el año 2011, las tareas más importantes en Mantenimiento se centraron fundamentalmente en la conclusión del Plan Invierno iniciado en septiembre de 2010 y concluido en mayo de 2011 y en el Mantenimiento Mayor del Ciclo Combinado II.

En esta última y más significativa unidad generadora se realizó la Inspección Mayor que abarcó la revisión e inspección de los tres turbogeneradores (TG8-TG9 y TV10) en forma simultánea. Esta tarea se llevó a cabo con el objetivo de ampliar el período de inspecciones de 9.200 EOH a 12.000 EOH y de asegurar su funcionamiento continuo con combustible líquido. Como producto de este trabajo se espera no detener la Unidad durante el año 2012 aumentando de esta manera la disponibilidad y la generación anual.

En otro orden, durante el presente año, se han llevado a cabo y concluido otros proyectos significativos en la Planta. En ese sentido cabe mencionar la construcción de un nuevo tanque de Gas Oil, que duplicó la capacidad de almacenamiento de este combustible alcanzando la nueva capacidad los 14.168 m3.

Asimismo se desarrollaron obras destinadas a la ampliación del muelle de Endesa Costanera, lo que permitirá la descarga de dos embarcaciones de combustible en forma simultánea. Esta nueva operatoria permitirá minimizar los tiempos de espera, así como también, optimizar la logística de abastecimiento. Al cierre del año bajo consideración dichas obras se encontraban a punto de concluir.

CAPÍTULO III

GESTIÓN COMERCIAL

Situación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

El Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina transitó el año 2011 dentro de un contexto de “riesgo administrado” donde se privilegió, como en años anteriores, la “eficacia” en el cubrimiento de la demanda por encima de la “eficiencia” de hacerlo al menor costo posible.

Mediante la Resolución SE Nº 240/2003, de carácter transitorio pero aún hoy vigente, se fijó un límite al reconocimiento de los costos de combustible de la generación térmica, rompiéndose definitivamente con el sistema de fijación de precios en función del costo económico de operación del sistema eléctrico. Debido a la escasez de gas natural y al incremento del uso de combustibles líquidos, dicha norma fijó el precio partiendo de la premisa de que todas las máquinas térmicas utilizan gas natural como combustible, independientemente del que efectivamente utilicen para operar.

A través de la Resolución SE 406/2003 originalmente de carácter transitorio pero aun hoy vigente, se estableció para el caso de no existir recursos suficientes, un orden de prioridad a aplicar para la consolidación de las deudas a favor de los acreedores del MEM, quedando parte de esos ingresos como liquidaciones de venta con fecha de vencimiento a definir.

Con la entrada en operación comercial de las centrales del FONINVEMEM, la Secretaria de Energía incumple con los compromisos asumidos bajo las Resoluciones SE 1427/04 y 1193/05, entre los que cabe destacar : (i) Sancionar un precio estacional que cubra como mínimo los costos monómicos totales del MEM que resulten de la aplicación de la Resolución SE Nº 240 del 14 de agosto de 2003. En defecto de ello, implementar las medidas necesarias a fin de integrar la compensación comprometida en la citada Resolución 1427/04 que permita cubrir como mínimo dichos costos, (ii) Remunerar la potencia puesta a disposición en las horas en que se remunera la potencia al equivalente en pesos de lo que se abonaba previo al dictado de la Ley Nº 25.561 (es decir, US$ 10), (iii) Calcular el precio, siendo el CVP máximo a reconocer igual al Precio de Referencia más el 15% según el Anexo 13 de “LOS PROCEDIMIENTOS”, (iv) Derogar la Resolución SE 240/03 y remunerar a los generadores con el Precio Marginal del Sistema sancionado de conformidad con lo establecido en el Anexo 13 de “LOS PROCEDIMIENTOS”, en un mercado “Spot” libre, teniendo en cuenta el costo de la energía no suministrada y con un valor del agua que represente el valor de reemplazo térmico y estableciendo como base para el cálculo los costos variables de producción (CVP), siendo el CVP máximo o reconocer igual al precio de referencia más el quince por ciento (15%), y (v) Promover los cambios regulatorios necesarios para que, a partir de la readaptación del MEM las medianas y grandes demandas tengan la obligatoriedad de la contratación de, al menos, el 75% de su consumo de energía eléctrica.

De esta forma se buscó mantener, en todo momento, la cota de operación de los embalses en la máxima posible compatible con la atenuación de las crecidas; desplazar del período de invierno el mantenimiento de los grupos térmicos; mejorar la disponibilidad del parque turbovapor en este período a través de inversiones, financiadas con dinero adeudado a los generadores por ventas al Mercado Spot sujeto a las limitaciones del inciso c) del artículo 4 de la Resolución S.E. N° 406/03; utilizar la importación desde Brasil como reserva de última instancia en el verano y como generación de base en el invierno; aumentar la capacidad de almacenamiento de gasoil y asegurar la logística de distribución de combustibles líquidos.

Las tarifas permanecieron congeladas y la demanda de energía eléctrica creció un 5,1%, apoyada por la del sector residencial que no deja de crecer, al amparo de tarifas que son entre un tercio y un cuarto de las que se pagan por usuarios en los países vecinos y en áreas de concesión provincial o municipal de la Argentina. Por otra parte, la demanda de potencia marcó un nuevo record durante el invierno del año 2011 con 21.564 MW, un 3,5% superior al máximo registrado en el 2010.

En materia de transporte eléctrico se terminaron y pusieron en servicio las interconexiones en 500 kV NOA-NEA (Cobos, Salta – Resistencia, Chaco) y Comahue – Cuyo. A pesar del importante incremento en la oferta energética, continúan apareciendo algunos “cuellos de botella”, principalmente en la red de distribución, cuando la demanda aumenta puntualmente por efecto de la temperatura (baja o alta).

Con referencia al “Acuerdo para la Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación 2008-2011” suscripto el 25 de noviembre de 2010 (el “Acuerdo Generadores 2008-2011”), Endesa Costanera, Hidroeléctrica EL Chocón y Central Dock Sud, junto con SADESA (Central Puerto, Hidroeléctrica Piedra del Águila, C.T. Mendoza, entre otras) y Duke (Central Térmica Alto Valle, Hidroeléctrica Cerros Colorados) presentaron a la Secretaría de Energía un proyecto para la instalación de un Ciclo Combinado de 800 MW o más, tecnología “F”, en configuración 2x1 y apto para quemar gas oil durante gran parte del tiempo, a ser instalado en Timbúes, Provincia de Santa Fé, al lado de la Central Termoeléctrica José de San Martín del FONINVEMEM. El proyecto se denomina Central Vuelta de Obligado. Para la construcción y operación se ha constituido un Fideicomiso, que es el titular del dominio de las instalaciones de la Central y recibe financiamiento mediante un mecanismo de descuento de un cargo específico a la demanda y de las cuotas a percibir por el Estado por su participación en el FONINVEMEM. Una vez que la Central esté en funcionamiento, su producción será comprada por CAMMESA, por espacio de 10 años, a un precio tal que permitirá cubrir los costos de producción y hacer frente al pago de los montos de las liquidaciones de venta con fecha a definir de los generadores con más un interés en dólares. Al final de ese plazo, los generadores participantes recibirán, en su justa proporción, la titularidad de las acciones de la Central. El proyecto fue aprobado por las autoridades y se constituyó la Sociedad Gerenciadora Central Vuelta de Obligado S.A., la que trabajó durante el año en las especificaciones técnicas y llamó a Licitación Internacional en el mes de agosto; se recibieron cuatro ofertas, las que se están evaluando y homologando.

El Gobierno Nacional continuó adoptando un rol protagónico en la iniciativa y lanzamiento de nuevas obras de ampliación de infraestructura, así como en el financiamiento de las inversiones con recursos del Presupuesto Nacional y extra-presupuestarios (Fondos Fiduciarios). Los contratos de abastecimiento firmados con CAMMESA para la amortización de estas obras incrementarán el costo futuro de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Sobre el final del ejercicio, el Gobierno, comenzó a trabajar en la desarticulación de los subsidios sobre los servicios públicos. La desfinanciación del sector eléctrico se ha evidenciado en el aumento del plazo de cancelación, por parte de CAMMESA, de las liquidaciones de venta de energía y potencia.

Situación del despacho durante el año

La política energética implementada por las Autoridades continuó durante el año 2011 privilegiando el abastecimiento residencial por sobre el resto de los usuarios de dicho combustible. En dicho contexto, la disponibilidad de gas para el sector industrial y de usinas se vio afectada, en particular durante el invierno, período en el cual CAMMESA debió acudir a combustibles alternativos. Esta situación afectó, tanto la continuidad de los contratos de abastecimiento de gas natural de los generadores del MEM como así también, la posibilidad de los mismos de cubrir los contratos de exportación.

Por otra parte, también durante el año 2011, continuó manifestándose la caída de la inyección de gas natural proveniente de las cuencas productoras argentinas, la cual debió ser cubierta por las Autoridades, mediante la importación de GNL, inyectado al sistema a través de las plantas regasificadoras de Bahía Blanca y Escobar, esta última inició la operación el día 20 de mayo. Adicionalmente se contó con la importación de gas proveniente de Bolivia. Estas inyecciones operaron durante todo el año y totalizaron, 4.017 millones m3 y 2.720 millones m3, respectivamente.

A los efectos de afrontar el alto requerimiento energético del Sistema Eléctrico Argentino, CAMMESA mantuvo el despacho bajo el criterio de máximo requerimiento térmico, lo que implicó en la práctica, maximizar el despacho de todas las unidades de generación térmica disponibles, no resultando ajeno a ello Endesa Costanera.

Los Ciclos Combinados, las unidades más eficientes del parque térmico local, se vieron obligados a operar 100% con gas oil durante todo el período de invierno, excepto durante los días en que la temperatura permitió el uso de gas natural.

Por otra parte, en lo que respecta a la utilización de recursos hidráulicos, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a reducir al mínimo posible el turbinado hidráulico de los embalses con capacidad de acumulación e implementó durante el invierno un nuevo acuerdo de intercambio energético con la República Federativa del Brasil, que le permitió contar durante el invierno al sistema argentino, con la energía eléctrica proveniente de dicho país. Durante el año 2011, se importaron 2,4 TWha los efectos de satisfacer la demanda eléctrica local.

En dicho contexto, el consumo de combustibles líquidos para el sector usinas, tuvo un incremento en su utilización respecto del año 2010 del 13,2% para el caso del fuel oil y de 21% para el gas oil.

El precio de gas de referencia reconocido a los generadores del MEM, se mantuvo invariable durante el año 2011. Asimismo se mantuvo el valor tope de la energía en 120 $/MWh, establecido por la Resolución S.E. N° 240/03, valor que fue alcanzado en el 95,6% de las horas del año.

FONINVEMEM, Acuerdo Generadores 2008-2011 y Acuerdo Despacho de Gas – Nota Nº 6866/09

Con referencia al Fondo para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista “FONINVEMEM”, y en adición a lo informado en años anteriores, el 7 de enero de 2010, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la turbina de vapor a Central Termoeléctrica Manuel Belgrano, con lo cual quedó habilitado en su totalidad el Ciclo Combinado, mientras que el 2 de febrero de 2010 se obtuvo la habilitación comercial del Ciclo Combinado de Central Termoeléctrica José de San Martín. A partir de su habilitación comercial, bajo Ciclo Combinado, las empresas comenzaron a cobrar sus acreencias con los flujos generados por el proyecto, a través del contrato de venta de su producción al MEM, administrado por CAMMESA, por diez años. Por los aportes efectuados por Endesa Costanera al FONINVEMEM, la Sociedad recibe mensualmente una suma del orden de $1,5 millones (capital e intereses correspondientes).

La habilitación de estas centrales era condición necesaria para la normalización del mercado, de acuerdo a los compromisos asumidos por la Secretaría de Energía (Resoluciones S.E. N° 1427/04 y 1193/05) y el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (Resolución 1506/06). En este sentido, con fecha 25 de noviembre de 2010, los generadores firmaron con la Secretaría de Energía el Acuerdo Generadores 2008-2011 mediante el cual los mismos se comprometen a invertir las acreencias adeudadas y a generarse, por aplicación de la Resolución S.E. N° 406/03, correspondientes al período 1/1/2008 – 31/12/2011, en nuevas obras de generación, mientras que la Secretaría dispone un aumento en la remuneración de la potencia puesta a disposición así como de los costos de operación y mantenimiento de los generadores térmicos a través de un mecanismo que estimula la eficiencia, por cuanto dicha remuneración se realiza en función del cumplimiento de la disponibilidad lograda por cada unidad térmica y medida contra una disponibilidad objetivo definida por tecnología.

El Acuerdo Generadores 2008-2011 dispuso también la firma de un contrato de abastecimiento con el MEM para la amortización de las centrales a construir y otorgó la posibilidad de gestionar la concentración accionaria en las centrales del FONINVEMEM.

Remuneración del Acuerdo Generadores 2008-2011

En relación al pago de los incrementos reconocidos en el Acuerdo Generadores 2008-2011, en el mes de febrero de 2011, la Subsecretaría de Energía Eléctrica (SSEE), a través de la Nota S.S.E.E. Nº 924/11, determinó que los montos correspondientes a dicha remuneración se liquiden sin fecha cierta de vencimiento (LVFVD). Justificando dicha decisión, a que los pagos se realizan en función del avance de los Nuevos Proyectos que se ejecutan en el marco del Acuerdo Generadores.

Cabe destacar, en lo que se refiere al cumplimiento de la disponibilidad objetivo y al control realizado por CAMMESA, la Secretaría de Energía definió a través de la Nota S.E. Nº 4266/11 una modificación al Acuerdo Generadores 2008-2011 relacionada con el reconocimiento de la remuneración adicional para las unidades duales. Estableciéndose en consecuencia, como indisponibilidad forzada las horas en que verificaran limitaciones técnicas de generación para operar con su combustible alternativo (gas natural o líquido).

La Nota S.E. Nº 4266/11 afectó principalmente a Endesa Costanera, en particular al ciclo combinado MHI, el cual experimentó ciertas dificultades técnicas en la utilización de gas oil durante el mes de mayo. Cabe destacar, que la Compañía presentó ante CAMMESA y la Secretaría de Energía una propuesta regulatoria para minimizar el efecto de dicha Nota.

En lo referente a la remuneración del Acuerdo Generadores 2008-2011, a diciembre del corriente año, CAMMESA adeuda a Endesa Costanera $44 millones. En tal sentido, mediante Nota de CAMMESA del 12 de septiembre de 2011, se reconocerán a los generadores los intereses correspondientes a las LVFVD asociadas a la remuneración de dicho acuerdo.

Remuneración del Acuerdo Despacho de Gas – Nota Nº 6866/09.

El “Procedimiento para el Despacho de Gas Natural para la Generación de Energía Eléctrica” al cual adhirió inicialmente Endesa Costanera a fines del año 2009 a través de la Nota S.E. Nº 6866/09 y posteriormente renovó el 13 de abril de 2010, habilitó a CAMMESA para operar en dicho marco la coordinación de las nominaciones de los contratos de gas de abastecimiento para el período establecido entre el 1º de mayo y el 31 de agosto de 2010.

Dado que al 31 de agosto de 2010, se mantenían en el sistema las condiciones de incertidumbre respecto al abastecimiento de gas para usinas, y ante la posibilidad de enfrentar CAMMESA y la Secretaría de Energía nuevos reclamos por los posibles redireccionamientos de los contratos de gas de los generadores, Secretaría de Energía requirió a los generadores una prórroga del Acuerdo por el mes de septiembre de 2010.

El 9 de septiembre de 2010 la Secretaría de Energía publicó la Nota S.E. N° 5773/10, a partir de la cual se propone un nuevo procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas en el mercado argentino con el objeto de garantizar el suministro a la demanda prioritaria y evitar situaciones de riesgo en el abastecimiento del gas natural. Asimismo se redefinieron las prioridades de uso para el gas existente.

En dicho contexto, a los efectos de evitar una reducción de la disponibilidad de gas natural para el sector usinas se requirió a los generadores una nueva prórroga del Acuerdo despacho de gas según la metodología establecida mediante la Nota S.E. N° 6866/2009 para el período, Octubre 2010 hasta el mes de Mayo 2011 inclusive y desde el mes de Septiembre y hasta el mes de Diciembre de 2011 inclusive.

Consecuentemente con fecha 30 de septiembre de 2010 la Compañía adhirió a la prórroga del Procedimiento de Despacho de Gas en el marco de la Nota S.E. N° 6866/2009 en el marco de lo establecido en la Nota S.E N° 5773/2010.

En este caso, la operatoria estableció que los generadores que adhieran al procedimiento nominarán sus contratos de suministro, excepto cuando se presenten previsiones de consumo de combustibles alternativos en los ciclos combinados del MEM y/o situaciones equivalentes de escasez de gas para dicho equipamiento, lo que será definido semanalmente por CAMMESA, junto con la emisión de la programación y/o reprogramación semanal respectiva. Para el nuevo período se mantiene el criterio remunerativo establecido en la Nota S.E. N° 6866/09.

En tal sentido, durante la vigencia del procedimiento, la Secretaría de Energía reconoció como compensación a los generadores adherentes dentro de los conceptos remunerativos del inciso c) del Artículo 4° de la Resolución S.E. N° 406/03, el mayor valor entre i) la diferencia entre Precio Spot Sancionado y el CVP con gas reconocido por CAMMESA para la sanción de dicho Precio Spot y ii) el valor de 2,5 US$/MWh si el generador no disponía de gas y opera con combustible líquido.

Con fecha 14 de noviembre de 2011 la Secretaría de Energía mediante la Nota S.E. N° 8692/11, solicitó a CAMMESA convocar a los agentes generadores del MEM para que a través del sistema de ofertas y adjudicaciones (SLOYA) manifiesten su decisión de adherir la continuidad del procedimiento para solicitudes, confirmaciones y control de gas en el mercado argentino para el año 2012. Posteriormente, el 30 de noviembre de 2011, la Sociedad, adhirió al procedimiento.

Durante el año 2011, Endesa Costanera logró obtener la remuneración asociada al procedimiento de despacho de gas natural por $72 millones.

Proyecto Vuelta de Obligado Sociedad Anónima (VOSA)

El 25 de noviembre de 2010 se firmó entre la Secretaría de Energía y las principales empresas de generación de energía eléctrica el Acuerdo Generadores 2008-2011, el cual fue suscripto por Endesa Costanera.

Este Acuerdo Generadores 2008-2011 tiene como objeto establecer el marco, las condiciones y los compromisos a asumir por las partes para continuar con el proceso de adaptación del MEM, viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de energía y potencia, determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias consolidadas de los generadores correspondientes al período comprendido entre el 1° de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011 y el reconocimiento de la remuneración global que corresponde a los Agentes Generadores del MEM que adhieran a dicho Acuerdo.

Adicionalmente, la Sociedad se ha comprometido a aportar las Liquidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir (“LVFVD”) generadas y a generarse, durante el período comprendido entre el 1º de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011, para la construcción de nuevas plantas de generación que se llevará a cabo de manera conjunta por los generadores que suscribieron el Acuerdo Generadores 2008-2011 y la Secretaría de Energía.

Dicho aporte será devuelto una vez adicionada la tasa de interés estipulada en el Artículo 3° de la Resolución S.E. N° 406/03 y convertido a moneda estadounidense a la fecha de la firma del Acuerdo Generadores 2008-2011, en 120 cuotas mensuales iguales y consecutivas, a partir de la habilitación comercial del nuevo proyecto, con más un rendimiento anual equivalente al obtenido de aplicar una tasa LIBO 30 días más un spread del 5%.

En el mes de marzo de 2011 la Secretaría de Energía aceptó el Proyecto VOSA, constituido por una Central Térmica en Ciclo Combinado de 800 MW, presentado por ENDESA (Endesa Costanera, Central Dock Sud e Hidroeléctrica El Chocón), el grupo SADESA y DUKE ENERGY. Durante el mes de abril de 2011, Endesa Costanera, conjuntamente con las empresas participantes firmaron una adenda al Acuerdo Generadores 2008-2011 con el objetivo de definir ciertos derechos accionarios sobre el proyecto al final del Contrato de Abastecimiento con CAMMESA. En el mes de mayo de 2011, se procedió a la constitución de la Sociedad Termoeléctrica Vuelta de Obligado (VOSA) y a la firma de Acuerdo de Accionistas con SADESA. Ambas empresas también procedieron a la firma del Contrato de Fideicomiso necesario para el Proyecto.

Durante el último semestre del año 2011 se trabajó en la entrega de la documentación requerida por la Secretaría de Energía para constituir el proyecto VOSA. Entre otros se destacan, los Estudios de Acceso a la Capacidad de Transporte, Pliego de Licitación para la ampliación de una estación transformadora, Estudio de Impacto Ambiental y el Convenio de Uso del Terreno.

Asimismo la Secretaría de Energía aprobó el Pliego de Licitación de la Central de Ciclo Combinado por 800 MW confeccionado oportunamente por el equipo de trabajo. El día 24 de noviembre de 2011 se recibieron cuatro ofertas, correspondientes a las empresas participantes del concurso, Alstom, Ansaldo, General Electric y Siemens. Al cierre del presente ejercicio, se estaban analizando las ofertas presentadas, previéndose realizar la adjudicación durante el mes de febrero del año 2012 y posterior firma del contrato, sujeto ello, a la aprobación de las instancias correspondientes.

Una vez puesto en funcionamiento el generador (previsto para el año 2014) se iniciará la devolución de la deuda que tiene CAMMESA con Endesa Costanera a través de un contrato de abastecimiento durante 10 años conforme el Acuerdo Generadores 2008-2011.

Resolución S.E. Nº 724/08 y Contrato TV’s

En lo que respecta a los compromisos asumidos por la compañía en el marco de la Resolución S.E. Nº 724/08, al 31 de diciembre de 2011, CAMMESA ha pagado a Endesa Costanera el total de $67 millones, quedando pendientes $42,7 millones.

Cabe destacar, que la falta y la irregularidad en los pagos de CAMMESA, trajeron aparejados importantes atrasos en el cumplimiento de las obras comprometidas, algunas de las cuales han debido ser paralizadas o reprogramadas.

La pérdida de rentabilidad y del capital de trabajo, así como el deterioro en la disponibilidad del parque turbo vapor, llevó a la sociedad a gestionar un acuerdo con la Secretaría de Energía para el desarrollo de un Proyecto Integral de Reacondicionamiento de la Unidades Turbo Vapor, el cual fue firmado el 1° de septiembre de 2010. En virtud de este acuerdo, con fecha 13 de diciembre de 2010, se firmó con CAMMESA un Contrato de Disponibilidad de Equipamiento en el MEM (Contrato TV’s). El contrato tiene un plazo de vigencia de 7 años y establece los términos y condiciones para la puesta a disposición de la potencia comprometida por la sociedad a través de su parque turbo vapor y su remuneración por parte de CAMMESA. La misma permite la recuperación de inversiones ya efectuadas y la amortización de otras obras a ejecutar que se indican en un estudio elaborado a tal efecto por una empresa internacional de primera línea. En el marco de este proyecto, Nación Fideicomisos S.A. implementará una estructura que habilite la titularización de ciertos derechos de cobro bajo el contrato en un fideicomiso a ser constituido, ya que la concreción de las obras pendientes está condicionada a la constitución del fideicomiso antes referido y a que la financiación proveniente del mercado de capitales resulte suficiente para cubrir las inversiones necesarias para su realización.

En relación al Contrato TV´s, durante el año 2011, se continuaron las gestiones para avanzar en la implementación del contrato de Fideicomiso ante los organismos y autoridades involucrados en el Proyecto, Secretaria de Energía, CAMMESA y Nación Fideicomisos S.A.

Adicionalmente en el aspecto técnico, se trabajó en la elaboración del pliego de licitación de las obras, denominada de Etapa II, el cual fue aprobado por la Secretaría de Energía. Posteriormente se inició el proceso licitatorio, el cual se viene desarrollando dentro del cronograma establecido.

Plan Invierno 2010-2011

Las obras correspondientes al Plan Invierno se ejecutaron según el cronograma previsto, mejorando la disponibilidad del parque de generación Turbo Vapor de Endesa Costanera. En tal sentido, es importante destacar que a fines del mes de octubre de 2011 se presentó ante CAMMESA una solicitud de autorización por parte de la Secretaría de Energía, de obras adicionales al Plan Invierno original.

Al cierre del presente ejercicio, la ampliación de obras contaba en primera instancia con la aprobación del Grupo Técnico y de CAMMESA para su realización de cara a contar con su disponibilidad antes del invierno del año 2012. Asimismo se aguardaba la erogación de fondos a la sociedad.

Esta mayor inversión, una vez aprobada por Secretaría de Energía, es adicional a la contemplada en el Monto de Obras de Etapa II del Proyecto TV’s conforme al Contrato de Compromiso de Disponibilidad de Equipamiento en el MEM Endesa Costanera – S.E. del 1 de septiembre de 2010.

Contratos en el Mercado a Término (MAT)

En el año 2011 se ha implementado una nueva política de integración de la gestión comercial de las empresas del Grupo ENDESA, a través de una reestructuración de procesos, la reasignación de tareas y la optimización de los procesos comerciales.

La nueva política de la Gerencia Comercial ha cumplido importantes objetivos en pos de lograr mejoras en los resultados económicos de Endesa Costanera. La estrategia y estructura comercial implementada mantuvo inalterables los principales objetivos rectores vinculados a la gestión comercial con los clientes, orientadas a satisfacer y superar las expectativas de la cartera.

En dicho contexto, la Compañía ha realizado un importante esfuerzo para mantener, e incluso incrementar, el nivel de contratación en el MAT. La consolidación de la ventaja económica y de respaldo que representa la energía plus para nuestras ventas de energía excedente, ha atentado contra la política de recuperación de cartera. No obstante ello, la gestión comercial orientada a la captación de nuevos clientes, como así también la implementación de cobertura de energía excedente marginales para determinados usuarios, han permitido lograr una leve mejora en el perfil de contratación de la Compañía.

Dentro de la nueva estrategia comercial se incluyeron diferentes acciones y modalidades de contratación con los clientes, tendientes a satisfacer por un lado los requerimientos de los mismos y por otro mejorar los flujos de caja de la Empresa, lo que redundó en una optimización en el cobro de aproximadamente 5,0 MM$, durante el año 2011.

Para el año 2011, el nivel de contratación logrado fue de 86,71 MW promedio, valor superior a los 83,48 MW medios del 2010, lo que representa un incremento anual del 3,9%.

Con respecto a los márgenes económicos de los contratos, se ha consolidado la tendencia del aumento del margen respecto a la alternativa de ventas spot. El precio de venta de energía a Grandes Usuarios Mayores ha resultado, en promedio, 126,41 $/MWh, valor que, comparado contra el precio de venta spot equivalente a la curva de carga abastecida, arroja un margen de 8,82 $/MWh, siendo esto más de quince veces superior al margen obtenido durante el año 2010.

Considerando las ventas propias y a través del comercializador Endesa Cemsa, el nivel de facturación de ventas en el MAT superó los $8 millones mensuales (más impuestos), lo que representó un aumento de más del 20% respecto de las ventas MAT del año anterior.

GESTIÓN DE COMBUSTIBLES

Durante el ejercicio 2011 Endesa Costanera consumió un total de 1.317 millones de m3 de gas natural, 514.494 toneladas de fuel oil de bajo contenido de azufre y 234.902 m3 de gas oil. Respecto del ejercicio anterior, el consumo de gas natural se incrementó en un 6%; los consumos de combustibles líquidos se incrementaron en un 11% para el fuel oil y en un 0,2% para el gas oil. La generación neta alcanzó los 8.397 GWh.

La participación de cada tipo de combustible en el consumo calórico final indica que el gas natural fue el principal combustible utilizado por la Empresa, contribuyendo con el 61%, siguiendo el fuel oil con el 28% y finalmente el gas oil, empleado en los ciclos combinados, con el 11%.

Cabe mencionar que en lo que respecta a combustibles líquidos, las Autoridades decidieron continuar con la compra de combustibles a través de CAMMESA por cuenta y orden del Estado Nacional, tanto de proveedores externos como internos.

Del total del suministro de gas del año, un 68% correspondió a gas proveniente de acuerdos propios, el que fue utilizado en los ciclos combinados, y adquirido a la comercializadora Endesa Cemsa bajo los términos del acuerdo de octubre 2007, renovado el 11 de diciembre de 2009, hasta el 31 de diciembre de 2011. El saldo, se recibió como gas provisto por CAMMESA.

Del total del fuel oil consumido por Endesa Costanera un 8,4% correspondió a combustible propio adquirido por la Compañía.

En tal sentido, para poder financiar compras de Fuel Oil N°6, se constituyó un fideicomiso financiero privado denominado “Fideicomiso Financiero Endesa I”. El fideicomiso, a través de inversores, realizó los aportes dinerarios utilizados para financiar la compra de combustible fuel oil para ser utilizado en las unidades TV’s de Endesa Costanera. Como contraprestación, el fideicomiso emitió valores fiduciarios por hasta un monto máximo de $100 millones. Endesa Costanera en consecuencia cedió al fideicomiso los derechos de cobro que posee contra CAMMESA relacionados con la generación con el referido combustible. De esta forma Endesa Costanera suscribió acuerdos para la adquisición de fuel oil con YPF, Shell y ESSO. Sin embargo, como consecuencia del alto nivel de conflictividad gremial verificado durante gran parte del año 2011, impidió a dichas compañías proveedoras de hidrocarburos, abastecer normalmente el mercado interno, según se habían comprometido con el Gobierno. Resultado de ello, el 91,6% del total del consumo del año 2011, fue suministrado por CAMMESA a través de importaciones.

En lo referente al gas oil consumido por Endesa Costanera, la totalidad de dicho combustible fue suministrada por CAMMESA.

DESARROLLO SOSTENIBLE, CALIDAD y MEDIO AMBIENTE

El balance del año 2011 de Endesa Costanera cuenta con hitos importantes alcanzados en todas las vertientes de la sostenibilidad. Parte del principio de su desempeño en materia sostenible, implica dar respuesta a las necesidades y expectativas de todos los grupos de interés, muy especialmente de aquéllos con los que tiene una relación más estrecha en el desarrollo de sus negocios. Por ello, su responsabilidad es generar energía eléctrica suministrando un servicio seguro y de calidad a la sociedad, la creación de valor y rentabilidad, la salud y la seguridad, el desarrollo personal y profesional de las personas que trabajan en la Empresa, el buen gobierno, el comportamiento ético, la protección del entorno, la eficiencia y el desarrollo de la comunidad en la que operamos.

La Empresa ratificó su Plan de Desarrollo Sostenible, Medio Ambiente y Calidad, y cumplió con objetivos y metas del Plan País (Plan de Sostenibilidad 2010-2012 de ENDESA en Argentina), confiando en su compromiso activo, para dar vida a los principios y políticas y aprovechar las oportunidades de los nuevos escenarios energéticos en la Argentina, en materia de medio ambiente y calidad, y en la creciente valoración de los inversores y otras partes interesadas del compromiso de Endesa Costanera con un modelo de Desarrollo Sostenible.

De acuerdo con el Plan, se mantuvieron las certificaciones de los Sistemas de Gestión Medioambiental según la Norma Internacional ISO 14001:2004, el de Gestión de Calidad conforme a la Norma Internacional ISO 9001:2008 y el de Seguridad y Salud Ocupacional certificado en OSHAS 18001.

Asimismo, se dio cumplimiento a los objetivos de la Compañía, suministrando a nuestros clientes un servicio de forma responsable y eficiente, asegurando el respeto y el equilibrio de los intereses de los accionistas en lo que hace a medio ambiente, fomentando la capacitación profesional de los empleados, acompañando al desarrollo de los entornos sociales en los que Endesa Costanera opera y utilizando de manera sostenible los recursos naturales necesarios para su actividad.

El cambio climático y el calentamiento global plantean desafíos sin precedentes a la comunidad mundial. El compromiso de proveer energía eléctrica y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, hizo que Endesa Costanera privilegiara los sistemas de gestión de ecoeficiencia de optimización de la operación y mantenimiento de las instalaciones. Asimismo ha desarrollado proyectos basados en la investigación y la innovación tecnológica.

Endesa Costanera consciente que utiliza recursos naturales muy valiosos y que los procesos industriales propios de nuestras actividades, conllevan efectos inevitables sobre el entorno, durante el año 2011 procuró emplear las tecnologías más limpias y eficientes. A su vez, orientó su capacidad de investigación a la reducción de estos efectos a escala local y a la obtención de mejoras en ahorro energético. Además expertos en diferentes perspectivas de la ecoeficiencia diseñaron estrategias, modificando constantemente los objetivos y prioridades de la Compañía.

Al mismo tiempo, Endesa Costanera está participando en el esfuerzo de coordinación entre los gobiernos, las organizaciones internacionales y el sector privado, a partir del cual se generaron proyectos viables de eficiencia energética y ecoeficiencia. De la misma manera, se plantea al Mecanismo de Desarrollo Limpio y a la generación de energía eléctrica a través de recursos renovables (ERNC), como opciones efectivas para actuar en forma práctica y realista en materia de Cambio Climático.

Adicionalmente, vale citar que la Empresa ha tenido participación en la Página de la Reserva Ecológica Costanera Sur de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Desarrollo de Nuevas Tecnologías

Endesa Costanera orientó su capacidad de investigación e innovación tecnológica a la reducción de los efectos sobre el entorno y a la obtención de mejoras en el ahorro energético.

En el marco de nuevas tecnologías que llevan a la mayor eficiencia y cuidado del medio ambiente, en el año 2011, se comenzó con la construcción y montaje de un tren desmineralizador de agua, con una capacidad de producción de 150 toneladas por hora.

Además, la Compañía realizó estudios y el proyecto asociado, para mejorar la eficiencia con un aumento de la potencia erogada, en el Ciclo Combinado I.

Pacto Mundial

Endesa Costanera en el año 2011 presentó su sexta Comunicación sobre el Progreso (COP) al Pacto Mundial de las Naciones Unidas, reportando los avances en la implementación de los diez principios básicos universales relativos al respeto de los Derechos Humanos, los Derechos Laborales, la protección del Medio Ambiente y la Lucha contra la Corrupción.

La adhesión de Endesa Costanera al Pacto Mundial se inscribe en el firme compromiso con el Desarrollo Sostenible. Este principio de comportamiento es el compromiso de la Compañía con el futuro, es la base de su Política de Sostenibilidad y constituye la guía y fundamento de sus relaciones con los clientes, accionistas, empleados, los entornos sociales en los que opera, el comportamiento ético, la innovación y el medio ambiente.

Cabe señalar que el Pacto Mundial no es ni un instrumento regulador que emplea normas legales de conducta para todas las empresas, ni un instrumento que concede una certificación a las empresas que cumplen con determinados requisitos, sino que es un instrumento de libre adscripción por parte de la Compañía.

Endesa Costanera al estar adherida al Pacto Mundial, asume el compromiso de ir implantando gradualmente en sus actividades diarias, los principios establecidos en el mismo.

Principios de Empoderamiento de la Mujer

En el mes de marzo, la Compañía adhirió también a los “Women´s Empowerment Principles” (Principios de empoderamiento de la mujer) del Pacto Mundial de Naciones Unidas, que es una iniciativa enmarcada en los Objetivos del Milenio.

Estos principios, más allá de la declaración formal que suponen, son de interés estratégico para todas las empresas del Grupo Endesa y nos comprometen a actuar y a gestionar de forma que la promoción, el desarrollo y la participación efectiva de la mujer en nuestra Empresa, sea una realidad creciente.

Indicadores de Ecoeficiencia

El trabajo continuo de seguimiento, de optimización de la operación y mantenimiento de las instalaciones y la capacitación del personal involucrado, permitió reducir los consumos de combustible por MWh generado. El índice logrado en el año 2011 fue de 4,99 (%/MWh). El valor obtenido para el consumo de agua desmineralizada fue 0,174 (TnH2O/MWh).

Los ratios obtenidos en el presente ejercicio de emisiones gaseosas por unidad de energía producida fueron: de CO2 0,581 (TnCO2/MWh); de NOx 1,62 (KgNOx/MWh); de SO2 0,825 (KgSO2/MWh) y de material particulado 0,035 [kgMP/MWh].

CAPÍTULO IV

RECURSOS HUMANOS

Capacitación y Desarrollo

Dando continuidad al fuerte compromiso en capacitación, se ha realizado por séptimo año consecutivo el Proceso de Detección de Necesidades de Formación. La finalidad es seguir desarrollando y mejorando las competencias y habilidades del personal para mantenerse en la vanguardia tecnológica del mantenimiento y de la operación de las Centrales.

Continuando con la convicción de que el grupo de mandos medios es clave y referente de nexo entre la dirección y el resto de la organización, se dio continuidad al “Programa de Desarrollo de Mandos Medios” mediante la realización de una nueva actividad formativa titulada “Presentaciones Orales de Alto Impacto”. Dicha actividad fue dirigida a los mismos Gestores con la finalidad de desarrollar y fortalecer sus competencias y habilidades en las presentaciones orales ante auditorios múltiples y/o difíciles.

Como parte de las acciones de mejora definidas en el Plan de Acción de Clima 2010 y con el objetivo de profundizar en las diferentes herramientas que el Grupo Endesa tiene en vigencia para la adecuada gestión del talento, se realizó un intenso workshop sobre “Gestión Integral del Talento”. Dicha jornada estuvo dirigida a todos los Gestores de Personas y se abordaron las Evaluaciones de Comportamientos BARS, la Gestión del Rendimiento (GR) y la Gestión del Potencial (GP).

Siguiendo con la Encuesta de Clima 2010, otro de los indicadores a mejorar fue el feedback que cada Gestor debe brindar a sus colaboradores. Para ello, se realizó una actividad formativa en “Feedback” cuyo objetivo fue crear una cultura de retroalimentación y hacer que el proceso de análisis BARS y Gestión del Rendimiento sea justo, equitativo y sin estrés. Además, usar este proceso de análisis para enfocarse en el crecimiento futuro.

Cabe destacar que este programa no solo consistió en formar a los Gestores para impartir feedback sino que tuvo un seguimiento a través de una encuesta anónima sobre su puesta en práctica.

Otro hito clave en formación, y estando alineados con los valores corporativos, fue la puesta en marcha del “Programa Visión del Negocio”, con la particularidad de que este año se dirigió exclusivamente a todos los nuevos ingresos de la Compañía. Éstos, además, fueron formados en Resucitación Cardio Pulmonar (RCP) y uso del Desfibrilador Externo Automático (DEA).

En lo que respecta al ingreso de nuevos operadores, además de lo mencionado, se los capacitó en los lineamientos generales de operaciones en planta. La formación fue realizada tanto en aspectos teóricos como en capacitaciones prácticas. Luego de ello, se destino cada ingresante a las diferentes unidades generadoras.

Al inicio del 2011, se realizó la segunda edición del ya exitoso “Programa de Jóvenes Profesionales”. El reclutamiento fue realizado presentando el programa y la Compañía en las dos ferias de empleos más importantes del país en el ámbito de la ingeniería, siendo una de ellas virtual. Adicionalmente, se han realizado presentaciones en los mejores colegios técnicos y universidades. De dicha labor hemos construido una base de más de 10.000 CV’s. El proceso de selección incluyó: análisis de CV’s, entrevistas individuales, Assessment Center, tests psicodiagnósticos y finalmente la selección de los candidatos. El programa, está destinado a recientes graduados y estudiantes próximos a recibirse de las diferentes especialidades de ingeniería.

El plan tiene una duración de dos años, en donde cada Joven Profesional realiza rotaciones asistidas por las áreas estratégicas de la Compañía.

En temas de Desarrollo, podemos destacar la continuidad en la ejecución del Plan Senda. Dentro de dicho marco, se dio cumplimiento a la prueba piloto de Teletrabajo y se comunicó su implementación para el año 2012.

Como es habitual en los últimos años, se realizaron las evaluaciones de Comportamientos BARS y Gestión del Rendimiento. Adicionalmente este año se aplicó la evaluación de Gestión del Potencial al Personal No Directivo que es de carácter bianual con la particularidad de que se extendió a puestos con nivel HAY 12.

Por otro lado y acompañando la iniciativa corporativa, se realizó el proceso para identificar las Posiciones Críticas a fin de detectar los puestos con mayor riesgo de pérdida del know-how. Para cada una de estas posiciones, se está desarrollando un plan de capacitación y sucesión interna.

Encuesta de Clima 2010

Hemos trabajado en el diseño y puesta en marcha del plan de acción identificando acciones corporativas, denominadas PAC, y acciones para cada unidad de gestión, denominadas AUG. En lo referente al PAC, se realizó el 100% de las acciones previstas para el año 2011. Con respecto al AUG, cada gerencia está llevando a cabo sus acciones propuestas.

Apostando al cambio tecnológico, comenzó la implementación del “Proyecto Pago” el cual tiene como fin la unificación a nivel mundial del Grupo Endesa del sistema de liquidación de sueldos basado en plataforma SAP. Esta iniciativa complementa la realizada en el 2006 con el sistema SAP-Nostrum de Gestión de Recursos Humanos. Su puesta en vivo está prevista para el mes de marzo de 2012.

Relaciones Laborales

En materia de compensaciones, se adoptaron acciones tendientes a mantener el poder adquisitivo de los trabajadores. Esto implicó pautas salariales que permitieron absorber el proceso inflacionario del país y permitieron conservar un nivel competitivo respecto al mercado laboral.

Endesa Costanera, acorde a su política permanente, continuó trabajando en las relaciones con el personal a través de un buen clima laboral basado en el diálogo fluido y permanente con las distintas entidades gremiales y los representantes de los trabajadores en la Empresa.

Es de destacar, que se llevó a cabo un arduo proceso de renegociación del Convenio Colectivo de Trabajo con el Sindicato de Luz y Fuerza – Capital - lográndose su renovación con vigencia al mes de abril. Actualmente, se está renegociando el Convenio Colectivo con la Asociación del Personal Superior de Empresas de Energía.

Higiene y Seguridad

En un año caracterizado por el alto despacho, reparaciones mayores de unidades generadoras y nuevas grandes obras, la actividad de Higiene y Seguridad se centró principalmente en el control intensivo de los frentes de trabajo de las empresas contratistas que desarrollaron actividades dentro del ámbito de la planta, mediante el seguimiento de tareas, corrección de desvíos in situ, capacitación en línea, coordinación de tareas de riesgo, recorridas en los frentes de trabajo, exigencia de provisión y control de uso y calidad de los elementos de protección personal y el cumplimiento de planes de Prevención de Riesgos debidamente aprobados por la ART y presentados antes del comienzo de las obras.

Como complemento a esta política preventiva y en un trabajo coordinado y proactivo entre el área de Medicina Laboral, el Comité de Higiene y Seguridad, la Unidad de Higiene y Seguridad y los distintos niveles de Gerencias y Supervisión, se focalizó el esfuerzo en la corrección de condiciones sub-estándares y el mantenimiento de un buen nivel de control y prevención de accidentes.

La formación del personal en materia de Seguridad y Salud Ocupacional (SSL), junto con ejercicios en el uso y prueba de sistemas contra incendio fue amplia, mediante simulacros de evacuación, inducción para ingresantes, cursos en el lugar de trabajo sobre política y normativa OHSAS, reciclaje de RCP y uso del DEA en línea y capacitación de contratistas en riesgos específicos y propios de nuestra actividad.

Durante el año, mediante más de 700 auditorías de trabajo, se fue verificando el cumplimiento de normativas y el correcto desempeño de trabajadores propios y contratistas mediante un sistema estandarizado denominado IPAL (indicador de Prevención de Accidentes Laborales) sirviendo esto para mantener adecuados parámetros de control de las tareas.

En el año 2008, tras un proceso de auditoría, se mantuvo la certificación del Sistema de Gestión en Seguridad y Salud Ocupacional (SGSYSO) OHSAS 18001 por parte de la empresa certificadora BVQI. Ya a fines de 2008, mas todo el año 2009 y luego de exhaustivos controles, se trabajo en el up-grade hacia la versión OHSAS 2007 de la norma OHSAS 18001, que introduce como principal nuevo componente a la evaluación del comportamiento de las personas, en la prevención de accidentes. Este novedoso criterio de medición de riesgo fue ponderado por los auditores y ha permitido sortear exitosamente las auditorías de mantenimiento del sistema de gestión en 2010 y 2011.

Como mejora adicional al SGSYSO, se trabajó en la migración de la certificación en OHSAS 18001:2007 en tres de los principales contratistas, empresas que tienen a su cargo la limpieza de planta, el suministro de alimentos y la vigilancia de los activos. Para ello y con la colaboración de una empresa consultora especializada, se actualizaron procedimientos de trabajo, documentos, evaluación de procesos de gestión, objetivos, entrenamiento al personal y las de políticas de seguridad y salud laboral en cada empresa, las cuales alineadas con la política propia, tienden a la salud y seguridad de los trabajadores contratistas que se desempeñan dentro del ámbito de la planta, bajo los mismos parámetros de protección de nuestro personal.

En el transcurso del año 2011, se trabajó en la adecuación, implementación y carga de datos del sistema informático DELFOS, una base de datos corporativa que unificará la información de SSL en todas las empresas del Grupo, permitiendo la obtención de datos “on line” en forma remota.

Hasta la fecha se han cargado en el sistema todos los accidentes del periodo 2009-2011 y las entregas de elementos de protección personal(EPP) y ropa de trabajo al personal, comenzándose el desarrollo de los análisis de riesgo por puesto de trabajo de cada persona de nuestra plantilla, el cual concluirá en el 2012.

Hacia finales de año y coincidiendo con la celebración de la Semana Internacional de Seguridad Laboral de ENEL (“Safety Week”), principal accionista corporativo, se realizaron, entre otras acciones de capacitación: disertaciones sobre Prevención del cáncer Ginecológico, Alimentación Saludable, simulacros de extinción con matafuegos, uso de sistemas contra incendio en tanques y muelle, controles médicos y vacunación de personal ingresante. Adicionalmente se continuó con el envío de información a todas las terminales informáticas, mediante 47 archivos animados de temas de prevención de riesgos, que elevan los estándares de protección de las personas y los bienes productivos.

Otra actividad prevista para los primeros días de diciembre y repetida cada año, es la realización de una auditora externa para la certificación de los tanques de combustible, lo que hay que cumplir anualmente para lograr la habilitación que establece la resolución 404/96 del Ente Nacional de Regulación Eléctrica (ENRE) y que demanda de la inspección de 12 tanques, verificación de documentación y condiciones de funcionamiento del parque de combustibles y sus sistemas de protección contra incendio.

El logro mas destacable del período 2011, fue la significativa reducción de la accidentabilidad histórica en las grandes reparaciones de unidades generadoras y la reducción de la accidentabilidad total (personal propio más contratistas) de la planta, en valores de frecuencia y gravedad del orden de un 25% menor, respecto del año anterior.

En lo referente al programa DELFOS ya se han cargado: los accidentes del año, un total de 700 auditorias IPAL, tanto propios como de contratistas, se están haciendo los partes diarios de ausentismo y se esta en el proceso de carga individual de los EPP de los trabajadores entregados durante el ultimo año a través de Depósitos.

Medicina Laboral y Bienestar

Durante el año 2011 se trabajó intensamente en el “Programa de Prevención Cardiovascular”, capacitando a los trabajadores en Primeros Auxilios, Reanimación Cardio Pulmonar y uso del Desfibrilador Automático, participando de las mismas un porcentaje importante de la dotación.

Se realizaron 105 exámenes preocupacionales a postulantes a puestos de mantenimiento y operaciones, y en virtud del Programa de Prevención Cardiovascular, además de la rutina específica determinada por Ley, se realizó el ecocardiograma a todos los postulantes.

Toda esta información se devuelve a los trabajadores para que inicien acciones de mejora y se vuelca en el sistema informático DELFOS dentro del proceso de vigilancia epidemiológica.

En el marco de la Semana Internacional de Seguridad Laboral, se realizaron importantes actividades de promoción de la salud. En este sentido, en el comedor de la Sociedad se realizó un Programa de Alimentación Saludable, informando a los trabajadores mediante charlas y newsletters sobre las características y los beneficios del mismo.

Asimismo, durante el año 2011 se han mantenido vigentes los programas de calidad de vida laboral.

Normas de Integridad Corporativa

En enero de 2011, el Directorio de Endesa Costanera resolvió adherir al “Código Ético”, a las denominadas “Directrices 231” y al “Plan de Tolerancia Cero contra la Corrupción”. Este nuevo Código Ético es un documento que expresa los compromisos y las responsabilidades en la puesta en marcha de las actividades empresariales por parte de todos los trabajadores, proveedores y accionistas.

El Código es el “manual de comportamiento” y un pilar fundamental de la estrategia de sostenibilidad corporativa. Es un verdadero “documento de identidad” de todos los que forman parte de Endesa Costanera y de todas las personas que trabajan con nosotros.

De esta forma, el Código Ético y el Plan de Tolerancia Cero contra la Corrupción, complementan las Normas de Integridad Corporativa vigentes en la Compañía, con las que son plenamente coherentes. Los documentos suponen un paso más en el compromiso de Endesa Costanera con el comportamiento ético y la transparencia, que son valores esenciales de su cultura empresarial y ejes básicos de su estrategia de sostenibilidad.

Ciclos de Jornadas Endesa

Por primera vez en Argentina, se llevó a cabo un ciclo de reuniones de reflexión estratégica dirigidas a directivos y mandos medios de todas las empresas que conforman el Grupo ENDESA en el país. Estas Jornadas son una vía de comunicación elegida por el Grupo en todo el mundo y se proponen transmitir la estrategia de la corporación a todos sus colaboradores y la aplicación en los entornos locales. De esta manera se reforzó la incorporación de Argentina al proceso de Cascadas Estratégicas iniciado por ENDESA en sintonía con procesos similares desarrollados por su accionista principal, el Grupo Enel de Italia.

Es por ello que durante el transcurso del año, Endesa Costanera celebró junto a Hidroeléctrica El Chocón, Central Dock Sud, Endesa Cemsa, Termoeléctrica Manuel Belgrano y Edesur, un ciclo de Jornadas con el objetivo de realizar una reflexión en común sobre los principales proyectos y retos fundamentales a los que se enfrentan las empresas del Grupo en el país. Todos estos encuentros contaron con la presencia de invitados especiales y profesionales de prestigio que pudieron aportar una visión externa, rigurosa y útil sobre los temas tratados.

En el mes de octubre se realizó la primera Jornada de Clima Laboral, la cual reunió a un total de 180 directivos y mandos medios de todas las empresas del Grupo y donde se reflexionó sobre el desarrollo del Plan de Acción de Clima de Argentina surgido de los resultados de la Encuesta 2010.

Posteriormente, se llevó a cabo la Jornada de Generación Argentina. Se analizaron, entre otros temas, el panorama político y económico actual, la situación del Mercado Eléctrico Argentino, los Recursos Humanos, los resultados e indicadores de las distintas compañías y las perspectivas para los años que se avecinan.

Finalmente, en el mes de noviembre se desarrolló la Jornada País, que contó con la asistencia de más de 300 ejecutivos y la presencia de directivos internacionales. Para reforzar el concepto de liderazgo y trabajo en equipo, fue invitado a la Jornada el jugador de básquet Fabricio Oberto, quien relató sus experiencias como jugador profesional y se explayó en la importancia del esfuerzo y la dedicación para cumplir los objetivos personales y los de los equipos en los que jugó.

CAPÍTULO V

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

Finanzas

Continuando con la política aplicada por la Sociedad en los últimos años, dado el actual marco regulatorio, la falta o irregularidad en los pagos y las decisiones de despacho y administración del mercado eléctrico, durante el presente año la Compañía continuó priorizando la rigurosa administración de su Caja con el objetivo de asegurar los recursos financieros necesarios para la adecuada operatividad de la Central.

Endesa Costanera, concretó los acuerdos con su principal proveedor tecnológico, Mitsubishi Corporation, para la reprogramación de los vencimientos operados en el transcurso del 2011 por un valor total de U$S 34,6 millones, los cuales fueron diferidos, como en los años anteriores, por un plazo de 5 años, mediante un nuevo cronograma de pagos para el año 2016 a la tasa original del préstamo del 7,42% anual.

Cabe destacar que la Compañía formalizó satisfactoriamente la refinanciación de los vencimientos bancarios de corto plazo por la suma total de U$S 39,6 millones.

El 20 de diciembre de 2011, la Sociedad formalizó un nuevo acuerdo con el Banco Credit Suisse International, para la refinanciación de las cuotas cuyos vencimientos operaban el 15 de enero de 2012 y el 15 de marzo de 2012, por la suma total de U$S 8,57 millones (Tramo A), por un plazo de 1 año y devengando una tasa LIBO de 90 días más 11%. Adicionalmente, se acordó un nuevo desembolso (Tramo B) por la suma de U$S 1,43 millones que se cancelará en dos cuotas de U$S 0,72 cada una el 15 de enero de 2013 y el 30 de marzo de 2013, respectivamente.

De acuerdo a los compromisos asumidos con sus acreedores, en el transcurso del año 2011, la Sociedad efectuó cancelaciones de intereses por la suma de aproximadamente U$S 15 millones.

Cabe mencionar que a fines de diciembre se formalizó un contrato de préstamo con Endesa Argentina S.A. (empresa relacionada) por $ 25,5 millones, a un interés nominal anual del 29%, por un plazo de 30 días, siendo el destino del mismo capital de trabajo.

En virtud que la operación involucró partes relacionadas en los términos del artículo 73 de la Ley Nº 17.811 (T.O. según decreto Nº 677/01), se requirió la opinión previa del Comité de Auditoría de Endesa Costanera. Los miembros del Comité de Auditoría opinaron que esta operación se ajusta a las pautas normales de una operación celebrada entre partes independientes y es conforme a las condiciones del mercado.

Administración y Aprovisionamiento

Los sectores administrativos, como parte de sus actividades principales, continuaron generando la información económico-financiera y patrimonial periódica que requieren las disposiciones legales, impositivas y corporativas, a tiempo y con la agilidad y confiabilidad ya demostradas en ejercicios anteriores, optimizando los recursos de acuerdo a los objetivos definidos en los programas de la Sociedad.

Con referencia a la adopción de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) cabe mencionar que la Comisión Nacional de Valores (CNV) aprobó la Resolución General Nº 562/09 por medio de la cual estableció la aplicación de la Resolución Técnica Nº 26 de la FACPCE. La misma adopta para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública, las Normas Internacionales de Información Financiera emitidas por el IASB (Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad). La aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1º de enero de 2012. El 8 de abril de 2010 el Directorio de la Sociedad aprobó el plan de implementación específico requerido por dicha resolución.

Con respecto al área de Suministros, cabe destacar que durante el primer semestre de 2011, se continuó desarrollando el Plan Invierno 2011, acordado con la Secretaría de Energía, lo que implicó continuar desarrollando tareas en un muy corto plazo, con un esfuerzo de coordinación importante para satisfacer el cliente interno. En el segundo semestre se llevó a cabo la Inspección Mayor del Ciclo Combinado II, lo que determinó una importante carga de trabajo, tanto en la provisión de repuestos y consumibles, como así también, con los servicios y obras asociados. Todos los procesos de compra de Bienes y Servicios se desarrollaron de acuerdo al marco de la normativa vigente, acompañando los plazos de entrega la ejecución de los trabajos.

Unidad de Control Interno

Desde el año 2005 Endesa Costanera ha implementado un Modelo de Control Interno, basado en estándares internacionales, que provee criterios ampliamente aceptados para la elaboración de sistemas y procedimientos de control interno, basados en principios que promueven la transparencia de la información financiera y la responsabilidad de la administración.

Para dar cumplimiento a los requisitos de la Ley Sarbanes Oxley, de aplicación obligatoria a empresas que cotizan en la Securities and Exchange Commission (SEC) y filiales, y a lo establecido en la Ley Nº 262/05 “Normas para la Protección del ahorro y la disciplina de los mercados financieros" de la República Italiana, durante los meses de abril y de octubre se han llevado a cabo las autoevaluaciones semestrales tendientes a verificar el adecuado diseño y la efectividad de las actividades de control, cuyo resultado ha quedado plasmado a través del software corporativo Management Internal Control (MIC).

Durante el año 2011, la Unidad de Control Interno continuó brindando apoyo a las distintas áreas en la actualización de los procesos con impacto significativo en la información económico-financiera, como así también ha colaborado con los equipos de Auditoría en los procesos de evaluación del Modelo de Control Interno.

Adicionalmente, y como tema prioritario en la definición del Sistema de Control Interno, el área ha participado en el proyecto corporativo “Gobierno, Riesgo y Cumplimiento” (Governance, Risk and Compliance “GRC”) cuyo principal objetivo es garantizar la existencia de una adecuada segregación de funciones en los accesos a los sistemas de gestión que soportan los procesos de negocio que generan información financiera.

El producto final del proyecto es la herramienta “SAP GRC Access Control”, la que se encontrará implementada en productivo durante el 2012. Dicha herramienta permitirá monitorizar y fortalecer los controles de autorización y accesos de los usuarios de los distintos sistemas de información que posee la Compañía.

En el mes de febrero se ha concluido la etapa de análisis del Diseño Funcional de las Matrices de Segregación de Funciones Corporativas correspondientes a los procesos soportados por Sistemas SAP (Fase I del Proyecto) y en el mes de agosto se ha finalizado la evaluación de las matrices relacionadas con los procesos sobre Sistemas NO SAP (Fase II del Proyecto).

Informática

Entre las principales actividades llevadas a cabo durante el año 2011 por la ICT (“Information and Communication Technologies”) encargada de brindar soluciones de sistemas y telecomunicaciones a las empresas del Grupo Endesa, cabe mencionar lo siguiente:

Operaciones

Virtualización del Centro de Procesamiento de Datos (CPD): En orden con el avance de las nuevas tecnologías, se migró el centro de cómputos físico a virtual bajo la plataforma “VMware” y servidores “BLADE” de HP, adquiriendo alta disponibilidad, mejor rendimiento de los servicios, aplicaciones y una mejor administración.

Teletrabajo: Se realizaron las mejoras en tecnología con la finalidad de brindar servicio de teletrabajo en forma segura y eficiente, implementándose la herramienta “Microsoft Communicator” a fin de estar Online con los usuarios que forman parte de este nuevo proyecto.

En cuanto a los Sistemas Corporativos se destaca la implementación del Sistema de Gestión de Expedientes (SGE), que consiste en la Administración de Documentación de Proveedores. Es de mencionar que se ha llevado a cabo en tiempo y en forma su implementación y puesta en marcha en octubre de 2011.

Adicionalmente, se está avanzando en la implementación del Proyecto PAGO, que corresponde al cálculo de la nómina para el personal de la empresa. Se ha realizado el lanzamiento “Kick Off” en el mes de julio y, se están desarrollando las tareas de implementación, pruebas y paralelos con el sistema actual, previéndose salir en productivo a inicios del 2012, coincidiendo con el cronograma establecido.

También, se han iniciado las primeras actividades del Proyecto Corporativo “SAP FOUR SEASONS” que tiene por objetivo unificar los procesos llevados actualmente por el SIE2000 y el SIE2000A, en una única plataforma (SAP FOUR SEASONS) de característica mundial. Durante la segunda mitad del año se ha comenzado con la etapa del relevamiento por sociedad y país.

RESUMEN DE LA SITUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA

Y DEL RESULTADO DE LAS OPERACIONES

El análisis corresponde al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 comparativo con el ejercicio anterior (en millones de pesos - moneda homogénea).

Ingresos netos por ventas

La siguiente tabla muestra los ingresos por ventas, las ventas de energía y los precios promedio de la Sociedad por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2010.

Ejercicio finalizado el

31 de diciembre

____________________

2011 2010

____________________

Ingresos netos por ventas (en millones de pesos) ...... 2.918,66 2.215,90

Contratos de ventas ........................................... 112,40 91,00

Ventas al M.E.M.* ................................................ 2.806,26 2.124,90

Electricidad (en GWh) .......................................... 8.493 8.096

Contratos de ventas ............................................ 737 731

Ventas al M.E.M.*.................................................. 7.756 7.365

Precio promedio (en pesos por MWh) .... 343,65 273,70

Contratos de ventas ...........................................… 152,51 124,49

Precio medio de ventas al M.E.M.* ......................... 361,82 228,51

(*) M.E.M: Mercado Eléctrico Mayorista.

Las ventas netas de los ejercicios al 31 de diciembre de 2011 y 2010 de $ 2.918,66 millones y $ 2.215,90 millones respectivamente, representan las ventas totales menos los impuestos sobre los ingresos brutos por $ 0,34 millones en 2011 y $ 0,41 millones en 2010 y corresponden a las ventas de energía de 8.493 GWh y 8.096 GWh.

Esto representa un aumento en las ventas totales de energía del 31,71% y un aumento de 4,90% de los GWh vendidos, en comparación con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010. Las ventas netas aumentaron fundamentalmente en el mercado doméstico por el reconocimiento de los mayores costos sobre los precios spot por utilización de combustibles líquidos en la generación.

Gastos operativos

La siguiente tabla muestra los gastos operativos totales de la Sociedad por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2011 y 2010.



Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2011		2010
	Millones de $	%	Millones de $	%
Combustible	2.418,14	84,6	1.865,08	85,3
Compras de energía	50,38	1,8	17,72	0,8
Gastos de mano de obra	116,38	4,1	74,90	3,4
Depreciación	143,07	5,0	139,58	6,4
Otros gastos operativos	130,04	4,6	89,68	4,1

Total de gastos operativos	2.858,01	100,0	2.186,96	100,0


Generación de energía neta (GWh)	8.397	7.965
Costos promedio de combustible por MWh producido1	287,98	234,16
Costos fijos promedio por MWh producido2	46,38	38,19

Notas:

1 No incluye las compras de energía y otros costos variables.

2 Los costos fijos incluyen gastos de mano de obra, otros gastos y la depreciación calculada básicamente sobre la base del método de línea recta.

Los gastos operativos totales por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 y 2010 fueron de $ 2.858,01 millones y $ 2.186,96 millones respectivamente. Los costos totales de combustible fueron de $ 2.418,14 millones para el 2011 y $ 1.865,08 millones para el 2010, es decir un 84,6% y un 85,3%, respectivamente, de los gastos operativos totales.

Las compras de energía alcanzaron $ 50,38 millones, 1,8% de los gastos operativos totales. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, la Sociedad compró energía por un total de $ 17,72 millones, equivalente al 0,8% de los gastos operativos totales.

Estas compras de energía se realizaron para cumplir con los compromisos de suministro derivados de los contratos de ventas, cuando no se despachaban las unidades por el sistema.

La depreciación neta de $ 143,07 millones surge de la deducción de $ 12,46 millones correspondiente a la desafectación de la reserva por revaluación técnica al total de $ 155,53 millones de depreciación de los activos operativos. La depreciación neta por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010 fue de $ 139,58 millones.

La reserva por revaluación técnica de $ 124,77 millones al 31 de diciembre de 2011 se amortiza por el método de línea recta durante un período de 20 a 22 años, según la vida útil restante estimada de cada unidad generadora. En mayo de 1992 los bienes de uso de la Sociedad se revaluaron sobre la base de un revalúo técnico efectuado por un perito independiente. Este revalúo dio como resultado un aumento del 93,0 % en el valor de los activos fijos de la Sociedad, de $ 542,20 millones a $ 1.043,27 millones. Los demás bienes de uso se amortizan por el método de línea recta durante la vida útil estimada.

Gastos de administración y comercialización

En el transcurso del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011, los gastos de administración y comercialización alcanzaron $ 36,28 millones, que comprenden $ 25,79 millones por costos de mano de obra relacionados con el personal administrativo y $ 10,49 millones por impuestos, tasas y contribuciones, honorarios y retribuciones por servicios, depreciaciones, previsión deudores de cobro dudoso y gastos diversos.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, los gastos de administración y comercialización alcanzaron $ 24,99 millones, que comprenden $ 17,77 millones por costos de mano de obra relacionados con el personal administrativo y $ 7,22 millones por impuestos, tasas y contribuciones, honorarios y retribuciones por servicios, previsión deudores dudoso cobro y gastos diversos.

Resultados financieros y por tenencia

La Sociedad incurrió en una pérdida financiera neta de $ 114,80 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011, la que incluyó intereses generados por deudas de $ 91,95 millones, diferencia de cambio neta de $ 58,20 millones y otros gastos financieros por $ 6,22 millones los que fueron compensados con resultados por tenencia de combustibles de $ 2,54, intereses ganados sobre inversiones temporarias de fondos de $ 38,09 millones y dividendos ganados de $ 0,94 millones.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, se registró una pérdida financiera neta de $ 90,52 millones, que incluyó intereses generados por deudas de $ 80,87 millones, diferencia de cambio neta de $ 11,29 millones y otros gastos financieros por $ 2,67 millones los que fueron compensados con intereses ganados sobre inversiones temporarias de fondos de $ 4,31 millones.

Impuestos

El devengamiento de impuesto a las ganancias al 31 de diciembre de 2011 resultó en una pérdida de $ 80,54 millones. El impuesto a las ganancias devengado al 31 de diciembre de 2010 había sido una ganancia de $ 9,86 millones.

Pérdida del ejercicio

La ganancia operativa del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 fue de $ 24,36 millones, comparada con la ganancia operativa de $ 3,94 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010, lo que implica un incremento del 518,27%.

La pérdida del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 aumentó en $ 144,33 millones, llegando a $ 170,78 millones, en comparación con la pérdida de $ 26,45 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2010.

CAPÍTULO VI

PLANIFICACIÓN Y CONTROL: SÍNTESIS DE LA GESTIÓN

Durante el año 2011 la economía argentina registró un crecimiento del PBI del orden del 8,7% anual (de acuerdo con estimaciones oficiales). La inflación minorista y mayorista alcanzaron, según cifras oficiales del INDEC, el 9,5% y el 12,7% anual, respectivamente, con un tipo de cambio oscilando dentro de una banda controlada por el Banco Central, valor que finalizó en una cifra de 4,31 $/U$S, con un valor medio anual de 4,14 $/U$S.

En el sector eléctrico el incremento de la actividad económica se vio reflejado en la demanda de energía eléctrica, la cual ha aumentado en un 5,1% respecto del año 2010.

Este año lo más relevante sobre el aumento de la capacidad instalada del sistema ha sido el aumento de la cota, hasta su valor de diseño de la Central Hidroeléctrica de Yacyretá, dos nuevas turbinas a gas en la Central Térmica Independencia, una turbina a vapor en el ciclo combinado de Loma de la Lata y la instalación, por parte de la empresa estatal Enarsa de una gran cantidad de motogeneradores en diversos puntos del país.

El año estuvo caracterizado por un invierno y un verano rigurosos, lo que llevó en ambos períodos a batir los récords de demanda de potencia. Los aportes hidrológicos de las cuencas de los ríos Limay y Collón Curá se vieron sustancialmente reducidos a partir de mayo, configurando una situación de año seco en dichas cuencas. La disponibilidad de gas del sistema se redujo respecto del año 2010, básicamente por mayores cortes en el período invernal. Por ello, fue necesario consumir 2.561.088 toneladas de fuel oil y 2.022.459 m3 de gas oil en las centrales térmicas del SIN para abastecer el creciente despacho térmico.

El precio medio de la energía del año en el MEM fue de 119,45 $/MWh (28,8 U$S/MWh), un 4,4%, superior al del año pasado. Cabe hacer notar que, debido a que el sistema de determinación de los precios en el MEM ha seguido calculándose según Resolución S.E. Nº 240/03, los aumentos de precios por efecto del aumento de la demanda no se han visto reflejados en su totalidad debido a la permanencia del tope de 120 $/MWh.

Cabe recordar que en noviembre de 2010 se formalizó entre los Generadores y la Secretaría de Energía el Acuerdo Generadores 2008-2011, cuyos puntos más relevantes fueron: a) aumento del precio de la potencia a 30 $/MWhrp para ciclos combinados y a 35 y 42 $/MWhrp para unidades turbovapor con potencia superior a los 100 MW e igual o inferior a 100 MW, respectivamente; b) aumento de los costos O&M reconocidos en 4 $/MWh para la generación con gas y de 8 $/MWh para la generación con combustibles líquidos, a) y b) sujetos a cumplimiento de disponibilidad mínima; c) aporte del 100% inciso c) retenido 2008-2011 no comprometido en Resolución S.E. 724 a un nuevo proyecto de generación privado – sin quita -, y d) revisión de precio techo ante aumentos en precios de gas.

En el ámbito de nuestra Empresa, la aplicación del Acuerdo Generadores 2008-2011 mencionado contribuyó a la mejora de los resultados, por el aporte de mayores ingresos por potencia puesta a disposición y por los aumentos de los valores máximos reconocidos para los costos de O& M.

No obstante, el cobro de estas mejoras regulatorias se vio postergado por restricciones de fondos en CAMMESA, resultando vencidas al cierre del ejercicio el cobro de las mejoras por la cifra de $44 millones.

Endesa Costanera registró en el año una producción neta de 8.397 GWh la que resultó superior en un 5,4% a la del año anterior, ello debido a la mayor disponibilidad de sus unidades generadoras, en especial de sus unidades turbo vapor las que registraron una producción neta de 3.245 GWh, superior en un 24% a la del año 2010, respondiendo plenamente a los trabajos realizados entre septiembre 2010 y mayo 2011 bajo el denominado Plan Invierno 2011. Durante el invierno y debido a los importantes cortes de gas registrados, los ciclos combinados y las unidades turbo vapor usaron en forma intensiva combustibles alternativos al gas natural, resultando récords históricos de consumo de combustibles líquidos de la central, con 514.494 toneladas de fuel oil y 234.902 m3 de gas oil.

Durante el período comprendido entre el 1 de octubre y el 12 de diciembre de 2011, se realizó el mantenimiento mayor programado del Ciclo Combinado II, el que incluyó el mantenimiento mayor de la unidad turbo vapor TV10, el mantenimiento mayor de la turbina a gas TG8, y el mantenimiento de combustores de la turbina a gas TG9.

Asimismo, durante el año bajo consideración, se realizaron inversiones para la mejora de la logística de recepción de combustibles, entre las que destacan la construcción de un nuevo tanque de gas oil y la ampliación del muelle. Del mismo modo se dio comienzo a las obras de ampliación de la capacidad de producción de la planta de agua desmineralizada, incorporando una cadena adicional de 150 toneladas/hora, lo que permitirá incrementar la producción en un 35%.

Durante el año 2011 se mantuvo vigente la operatoria del Acuerdo Gas de la Nota S.E. Nº 6866. Dicha operatoria tuvo un impacto favorable en los resultados, especialmente en los meses de invierno.

Durante el año bajo consideración, la Compañía registró cobranzas parciales por el saldo de sus acreencias según el inciso c) del artículo 4 de la Resolución S.E. Nº 406/03, correspondiente a las ventas del 2008, 2009 y 2010. Al 31 de diciembre de 2011 la Sociedad mantenía acreencias por este concepto por el importe de $ 42,7 millones, estando la totalidad del mismo comprometido bajo los términos de la Resolución S.E. Nº 724/08.

Todas las importantes actuaciones realizadas en el año han permitido que la Compañía finalice con un resultado operacional superior al del año anterior. El escenario descripto requirió un ajustado manejo de los recursos de la Empresa para absorber los mayores gastos operativos e inversiones requeridos para afrontar altos niveles de despacho con adecuados estándares técnicos de disponibilidad y fiabilidad de sus unidades generadoras, y al mismo tiempo cumplir con las obligaciones financieras comprometidas, considerando las restricciones imperantes para obtener nuevos financiamientos.

Por otra parte, la Empresa durante este año, y consciente de las limitaciones financieras a la que estuvo expuesta, continuó con una política de restricción de los gastos, orientando todos sus recursos hacia su total operatividad. Los costos fijos de la Empresa medidos en pesos, crecieron durante este ejercicio en términos reales respecto del año anterior, como resultado principalmente del traslado a los costos de los aumentos de precios de la mano de obra, servicios y materiales, sus indicadores de eficiencia en el gasto resultaron de 85,9 miles $/kW instalado y de 23,8 miles $/MWh neto producido, parámetros que ubican a la Empresa en un rango competitivo a nivel nacional frente a otras empresas generadoras térmicas de similares características. Las inversiones materiales netas de la Empresa en el año alcanzaron la cifra de $ 282 millones - la más alta en los últimos 10 años - recursos que fueron íntegramente destinados a asegurar los adecuados estándares de disponibilidad, fiabilidad y eficiencia técnica de las unidades generadoras de la Empresa.

PERSPECTIVAS FUTURAS

Desde el punto de vista macroeconómico, las condiciones externas para el año 2012 indican que habrá un menor crecimiento mundial, con impacto sobre el comercio y menores precios de las commodities, que afectarán negativamente los términos de intercambio de Argentina. Ello sumado a un menor crecimiento regional y la depreciación de las monedas de algunos emergentes (Brasil) y una eventual sequía que afectaría la producción primaria, estaría dando lugar a un escenario menos expansivo.

En el mercado eléctrico recientemente se ha prorrogado el “Acuerdo de Gas”, mediante el cual los generadores permiten a CAMMESA administrar las disponibilidades en el mercado de contratos de gas a cambio de ciertos beneficios económicos. A fines del ejercicio se discutían las bases para la continuidad, o mejoramiento, de las asignaciones adicionales a la potencia y de retribución de los costos de operación y mantenimiento, contenidas en el Acuerdo Generadores 2008-2011, suscripto el 25 de noviembre de 2010.

En el área operacional, los esfuerzos de Endesa Costanera estarán claramente orientados a mejorar la disponibilidad de las unidades turbo vapor y mantener las de los ciclos combinados, estimándose poner en operación, en el curso del primer semestre, el “Contrato de compromiso de disponibilidad de equipamiento en el mercado eléctrico mayorista”, firmado el 13 de diciembre de 2010 con CAMMESA, el cual permitirá obtener los recursos necesarios para mejorar la confiabilidad y disponibilidad del equipamiento turbo vapor de la Central.

En el ámbito de las finanzas, en tanto persista el contexto actual de nuestro negocio, continuaremos priorizando el manejo conservador de las mismas mediante la estricta administración de la caja, de manera de asegurar los recursos financieros necesarios para la adecuada operación de nuestra Central y el cumplimiento de los compromisos asumidos. Adicionalmente, continuaremos las negociaciones con las entidades financieras con el propósito de refinanciar los vencimientos de 2012 a plazos más extendidos.

Los negocios de la Compañía se están desarrollando en un contexto sumamente complejo, tal como se refleja en las Notas 1, 12 y 13 a los estados contables. Dicho escenario solo podrá revertirse con las medidas regulatorias correspondientes para el mercado eléctrico. No obstante ello durante 2012, continuaremos trabajando en el mejoramiento de nuestra eficiencia, no solo la referida a las unidades generadoras, sino también a la administración de los recursos, de manera de continuar brindando un servicio confiable, oportuno y seguro, aguardando que se concreten normativas adecuadas que permitan restablecer el necesario equilibrio económico en el Mercado Eléctrico Mayorista.

AMPLIACIÓN DE LA MEMORIA- DECRETO 677/2001

Con relación a la información adicional requerida por el Decreto 677/2001 se informa que:

a) En lo que respecta a aspectos relevantes de la planificación empresaria, vinculados a la política comercial, financiera, de inversiones y de dividendos, involucrados en el proceso de toma de decisiones, remitimos a los puntos pertinentes de la presente Memoria.

b) Con respecto a aspectos vinculados a la organización empresaria, Endesa Costanera cuenta con sistemas de información que permiten lograr la adecuada registración de todos los hechos económicos ocurridos en la empresa, permitiendo un adecuado nivel de control interno y brindando información oportuna y necesaria para la toma de decisiones.

c) El tratamiento del resultado del ejercicio se ajusta a lo expuesto en la Propuesta del Directorio.

d) La remuneración al Directorio por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2011 queda a criterio de la Asamblea de acuerdo a lo establecido en el art. 261 de la Ley de Sociedades Comerciales.

Las remuneraciones de los cuadros gerenciales son básicamente fijas, no contando la Sociedad con planes de opciones ni otro sistema remuneratorio que corresponda informar.

PROPUESTA DEL DIRECTORIO

El estado de evolución del patrimonio neto presenta en resultados no asignados un saldo negativo de $ 402.116.294. Dicho resultado comprende el reconocimiento de un pasivo por impuesto diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación por un monto de $ 182.095.653, de acuerdo a lo previsto en la Resolución General N° 576/2010 de la Comisión Nacional de Valores.

Conforme lo dispuesto en el artículo 206 de la Ley 19.550 la Sociedad se encontraría en situación de reducción obligatoria del capital social por insumir las pérdidas acumuladas la totalidad de las reservas y más del 50% del capital social.

La Resolución General N° 592/11 de la CNV establece que por única vez la asamblea podrá imputar el referido pasivo contra rubros integrantes del capital social que no estén representados por acciones (capital social) o contra cuentas de ganancias reservadas (excluida la reserva legal).

En función de lo anterior, este Directorio propone imputar el total del pasivo por impuesto diferido antes indicado a la cuenta “Ajuste de Capital”, a resultas de lo cual la sociedad dejará de estar en situación de reducción obligatoria de su capital.

Buenos Aires, 9 de febrero de 2012.

El Directorio

ANEXO A LA MEMORIA

INFORME DE GOBIERNO SOCIETARIO

I. AMBITO DE APLICACIÓN DEL CODIGO

1. Relación de la sociedad con el grupo económico que integra

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 73 de la ley Nº 17.811 (conforme a la modificación dispuesta por el decreto Nº 677/01), previo a la celebración de toda operación con una parte relacionada por montos relevantes, el directorio somete la misma a consideración del Comité de Auditoría brindándole toda la información relevante relacionada a la citada operación, así como toda documentación adicional y/o aclaración que dicho órgano considere pertinente a los fines de permitir la emisión de su opinión fundada al respecto.

A estos efectos, el comité se reunió para considerar cada operación comprendida en la citada norma y la operación fue aprobada por el directorio únicamente cuando el comité de auditoría se expidió favorablemente, informando que la operación se ajustaba a las condiciones normales y habituales del mercado y a las pautas normales de una operación celebrada entre partes independientes.

En este sentido, en tales oportunidades, las operaciones con partes relacionadas por montos relevantes son comunicadas a la Comisión Nacional de Valores y a los mercados en los cuales la Sociedad cotiza sus valores en calidad de “hecho relevante”, tal como lo requiere el Decreto N° 677/2001.

Las principales operaciones efectuadas por Endesa Costanera S.A. con sociedades comprendidas en el artículo 33 de la Ley 19.550 y/o con otras partes relacionadas son expuestas en las notas correspondientes de los estados contables de la Sociedad, ya sea que se trate de documentación contable por períodos intermedios o anuales. Las operaciones con compañías afiliadas y vinculadas (artículo 33 de la Ley 19.550) consisten principalmente en la compra-venta de bienes y servicios. De conformidad con lo arriba indicado, en todos los supuestos, tanto el Directorio como el Comité de Auditoría se encuentran al corriente de los convenios celebrados así como de su respectiva evolución y/o cumplimiento.

La sociedad no ha celebrado operaciones con sus administradores ni resulta probable que lo haga en el futuro atento su objeto social y la actividad que desarrolla. En su caso se respetará, obviamente, lo dispuesto en el artículo 271 de la ley Nº 19.550.

1. Inclusión de previsiones del código de gobierno societario en el estatuto social

Las disposiciones contenidas en el Estatuto Social de Endesa Costanera cumplen acabadamente con las exigencias previstas por la legislación y demás regulaciones y/o reglamentaciones vigentes, y cuenta asimismo con ciertas previsiones de gobierno societario, entre otras, aquellas que establecen la integración y el funcionamiento de los órganos societarios, esto es: la Asamblea de Accionistas, el Directorio y la Comisión Fiscalizadora (el texto del Estatuto Social se encuentra disponible en la página web de la Comisión Nacional de Valores para el caso que se crea conveniente un análisis más exhaustivo del mismo).

Por su parte, el directorio considera que la Ley de Sociedades Comerciales (artículos 271, 272 y 273) y el decreto Nº 677/01 ya brindan, complementariamente a las disposiciones del Estatuto Social, un marco jurídico para la actuación de los directores, síndicos, miembros del comité de auditoría y gerentes de la sociedad.

Conforme lo anteriormente expuesto, la vigencia y la observancia de las disposiciones antes referidas son, por lo tanto, independientes de su inclusión expresa en el Estatuto Social, y no implicarían valor agregado alguno en cuanto a vigencia, exigibilidad y obligatoriedad de las normas aplicables. En virtud de ello este directorio entiende que las previsiones en materia de gobierno societario establecidas en el Estatuto Social y en la normativa vigente resultan suficientes, razón por la cual no adopta ninguna política de gobierno societario adicional. Lo anterior, en el entendimiento de que la inclusión de la totalidad de las previsiones de gobierno societario le sumaría a la Sociedad una rigidez contraria al dinamismo de las normas de gobierno corporativo.

II. DEL DIRECTORIO EN GENERAL.

1. Responsable por Estrategia de la sociedad. Control de gestión. Información y Control Interno. Gestión de Riesgos.

La administración y representación de Endesa Costanera se encuentra a cargo del Directorio de la Sociedad.

Las políticas y estrategias generales de la sociedad son definidas y aprobadas por el directorio. A estos fines, el directorio aprueba el plan estratégico o de negocios de la sociedad, la política de inversiones y de financiación, la política de gobierno societario, la política de responsabilidad empresaria, las políticas de control y gestión de riesgos, los programas de entrenamiento para directores y ejecutivos gerenciales, así como los objetivos de gestión y el presupuesto anual.

El responsable por la implementación o puesta en práctica de las políticas y estrategias de la Sociedad aprobadas por el Directorio es, en primer término, el Gerente General de la Sociedad, con reporte directo al Directorio, y/o, en segundo término, los gerentes de áreas específicas, con reporte al Gerente General. Éste último es quien debe reportar al Directorio de los métodos, grado y/o las demás vicisitudes en la implementación de las mismas.

A fin de llevar a cabo un adecuado control de gestión, de desempeño de la gerencia y de administración de la sociedad en general, y de cumplimiento del presupuesto, el directorio se reúne mensualmente. El temario de dichas reuniones comprende la consideración del informe mensual de gestión correspondiente al mes inmediato anterior y del plan de operaciones. Este informe lo confecciona el gerente general. Asimismo, se controla mensualmente el cumplimiento del presupuesto aprobado y el desempeño de la gerencia. En dicha reunión mensual se toman las decisiones que hacen a la administración de la sociedad.

En materia de desarrollo de programas de entrenamiento para directores y ejecutivos gerenciales, la sociedad adhiere al Plan de Desarrollo de Potencial que el Grupo ENDESA ofrece a sus ejecutivos, el cuál contempla un Programa de Formación y Entrenamiento permanente en materia de Competencias Gerenciales (Liderazgo, Negociación, Relaciones Interpersonales, Gestión del Cambio, Innovación, Coaching, Visión de Negocio, etc.) el cuál se desarrolla habitualmente en el exterior con Instituciones y Consultoras de reconocido nivel en el mercado mundial.

1. Control de gestión.

En materia de política de gobierno societario, el Directorio adopta y controla el cumplimiento -en todos los ámbitos de la Sociedad- de las políticas y demás obligaciones de gobierno societario emergentes de la normativa societaria, regulatoria, de transparencia y del mercado de capitales, y ha implementado como política propia la elaboración periódica del código de gobierno societario, mediante los cuales se pretende regular las relaciones de la Sociedad tanto internamente, es decir, en lo que respecta a las relaciones con sus empleados y en las de los empleados entre sí y/o con terceros, como externamente, esto es, en sus relaciones con el mercado y con la totalidad de las comunidades y/o personas físicas y/o jurídicas con las que deba interactuar a los fines del cumplimiento de las actividades que comprenden su objeto social y el de sus sociedades controladas.

La sociedad elabora y publica anualmente un Informe de Sostenibilidad en su área de generación eléctrica. Con dicho informe, la sociedad desea dar cuenta públicamente de los avances y actuaciones más importantes en materia de desarrollo sostenible en las áreas social, económica y ambiental. El Informe se realiza siguiendo las directrices de la Guía 2006 (G3) de Global Reporting Initiative (GRI) y de acuerdo con los tres principios de la Norma AA1000AS de AccountAbility, es decir, materialidad y relevancia de los aspectos de los que se informa, integridad de la información y capacidad de respuesta a los grupos de interés. Asimismo, se tienen en cuenta las orientaciones del GRI para la definición del contenido del Informe, aplicando los cuatro principios que garantizan presentar una información equilibrada y razonable del desempeño de la Compañía.

Adicionalmente, la sociedad suscribió el Pacto Mundial de la ONU ("Global Compact") el 10/2/2005. La Sociedad cumple los 10 principios básicos universales que componen en este momento el Pacto Mundial y su comportamiento empresarial es plenamente congruente con todos ellos, entre los que se encuentran los compromisos con el desarrollo sostenible.

1. Información y Control Interno.

Desde el año 2005 Endesa Costanera ha implementado un Modelo de Control Interno, basado en estándares internacionales, cuyo objetivo es promover la transparencia de la información financiera y la responsabilidad de la administración para evaluar la eficacia del mismo a través del tiempo. Durante el año 2008 la Unidad de Control Interno ha seguido brindando apoyo a las distintas áreas en la implementación, mantenimiento y actualización en los procesos incluidos en dicho modelo. Para dar cumplimiento a la Sección 404 de la ley Sarbanes Oxley, aplicable a empresas que cotizan en la Securities and Exchange Commission (SEC) y filiales y con el objetivo de atender los requisitos sobre Control Interno establecidos por la ley Nro. 262/05 “Normas para la Protección del ahorro y la disciplina de los mercados financieros” de la Republica Italiana, durante el ejercicio 2008 se han llevado a cabo autoevaluaciones semestrales tendientes a verificar el adecuado diseño y la efectividad de las actividades de control asociadas a procesos con impacto significativo en la información económico-financiera. Según el cronograma establecido a nivel corporativo, durante los meses de mayo y de octubre los distintos niveles involucrados han plasmado el resultado de las autoevaluaciones correspondientes al primer y segundo semestre de 2008 a través del software corporativo Management Internacional Control (MIC).

Siguiendo lo establecido en la sección 301 de la ley Sarbanes-Oxley de los Estados Unidos de América, aplicable a empresas que cotizan en la Securities and Exchange Commission (SEC) y filiales, se ha implantado un mecanismo denominado “Canal Ético” para la recepción de denuncias, quejas o comunicaciones, de forma confidencial, relacionadas con las malas prácticas en asuntos contables, el control o la auditoría interna. El Grupo Endesa ha seleccionado al agente externo Ethicspoint para que gestione y tramite las denuncias remitidas garantizando con absoluta seguridad el anonimato de los denunciantes. EthicsPoint es una empresa de origen norteamericano que tiene como meta asegurar que las personas puedan comunicarse en forma segura y honesta con la gerencia o junta directiva de una organización respecto a problemas e inquietudes relacionados con actividades no éticas o ilegales, conservando al mismo tiempo su anonimato y confidencialidad. EthicsPoint está certificada como Safe Harbor a través del Departamento de Comercio de los Estados Unidos, como un proveedor de línea directa que cuenta con las medidas de seguridad para tratar iniciativas de privacidad de la Unión Europea y otras directrices de privacidad a nivel mundial.

En el mes de diciembre de 2010, el directorio de la sociedad resolvió adherir a las denominadas “Directrices 231”, al “Código de Ética” y al “Plan de Tolerancia Cero con la Corrupción”, oportunamente implementados por Enel SpA, empresa controlante del Grupo Endesa. Se trata de reglas de comportamiento justo, honesto y transparente a ser observadas por todas las personas que trabajen en empresas del grupo económico Enel y evitar la ocurrencia o comisión de comportamientos considerados delitos y/o infracciones administrativas en el marco de la normativa antes mencionada. Cabe señalar que las sociedades italianas integrantes del grupo, en virtud de la aplicación directa del Decreto Legislativo 231/01, han procedido paulatinamente a la adopción, adaptación y aplicación de dichas reglas de comportamiento en relación con las actividades que desarrollan. Por su parte, respecto de las subsidiarias no italianas, el Consejo de Administración de Enel ha definido unas directrices (las antes mencionadas “Directrices 231”) que representan el punto de referencia para la identificación de los comportamientos que se esperan de todos los empleados, consejeros, auditores oficiales, directivos y -en su caso- consultores, contratistas, socios comerciales, agentes, proveedores, de acuerdo con el referido Decreto Legislativo 231/01. Los documentos antes mencionados pueden ser consultados en la página web de la sociedad: www.endesacostanera.com

1. Comité de Auditoría.

La Sociedad, en cumplimiento del Decreto PEN 677/2001, cuenta con un Comité de Auditoría.

El comité de auditoría se encuentra integrado por tres (3) directores, con conocimientos y experiencia en temas empresarios, financieros o contables, cuya composición puede ser propuesta por cualquiera de los miembros del directorio, y son elegidos de entre sus miembros, por mayoría de sus integrantes.

El comité de auditoría se encuentra presidido por un director independiente.

Actualmente dos (2) de los integrantes del Comité de Auditoría, revisten el carácter de independientes, lo que representa la mayoría absoluta de sus miembros, dando de este modo cumplimiento con las exigencias del artículo 15 del Decreto PEN 677/2001 y el Artículo 14°, Apartado III.8.2., Capitulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores.

1. Cantidad de integrantes del Directorio.
Composición del directorio

De acuerdo a lo dispuesto en el artículo 17 del estatuto social, el directorio se compone del número de miembros que fija la asamblea de accionistas entre un mínimo de siete (7) y un máximo de once (11), y suplentes en igual o menor número. Actualmente el directorio de la sociedad está compuesto por ocho (8) directores titulares, tres (3) de los cuales revisten el carácter de independientes, y ocho (8) suplentes.

Este directorio considera adecuada la estructura señalada, tanto en lo que respecta a la cantidad de sus integrantes como a la proporción de miembros independientes del mismo. Esta composición permite un correcto cumplimiento de las funciones del órgano y la integración del comité de auditoría conforme a lo dispuesto el artículo 15 del decreto 677/01.

Fuera de ello, el directorio no tiene ninguna recomendación que efectuar, atento que la designación de los miembros del directorio, y en su caso la fijación de políticas en orden a su designación, es de competencia exclusiva de la asamblea de accionistas, conforme a lo dispuesto los artículos 234, punto 2 y 255 de la ley Nº 19.550.

1. Directores independientes

El directorio se ajusta a las exigencias legales en cuanto a la cantidad de directores independientes para que funcione debidamente el Comité de Auditoría.

La asamblea de accionistas siempre ha elegido la cantidad de directores independientes necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 15 del decreto Nº 677/01 y permitir la integración del comité de auditoría con una mayoría absoluta de miembros independientes.

1. Comités

El Directorio tiene asumidas sus obligaciones para el mejor funcionamiento y toma de decisiones en lo que respecta a remuneraciones, nombramientos y gobierno societario, permitiendo así la participación en todas las instancias de todos sus integrantes. En virtud de ello, siendo que las referidas funciones son desempeñadas en forma directa por el directorio, de momento la sociedad no considera necesaria la creación de comités de remuneraciones, nombramientos y gobierno societario.

1. Integración del directorio

Algunos integrantes del directorio ocupan cargos ejecutivos de la sociedad.

1. Pertenencia a diversas sociedades

Es política de Endesa Costanera que los directores y síndicos de la sociedad desempeñen funciones como tales en un número limitado de entidades, lo que se aplica enteramente a los administradores de la Sociedad.

1. Evaluación del desempeño del directorio

Conforme lo dispone la Ley de Sociedades Comerciales, es la asamblea de accionistas la que evalúa el desempeño y controla la gestión del directorio.

Con la periodicidad anual exigida legalmente, el Directorio elabora su Memoria, la cual forma parte de los Estados Contables anuales que son sometidos a la consideración de la Asamblea de accionistas. En dicho documento, el Directorio describe su actuación y resultados de la gestión del ejercicio anterior a efectos de brindar una guía adecuada y suficiente para permitir la evaluación del desempeño de sus integrantes por parte del Directorio.

El Directorio entiende que no resulta relevante a los fines de la gestión de la Sociedad y/o de la evaluación del desempeño de sus miembros la elaboración de otro informe o documento separado de auto evaluación. Tal evaluación es realizada, anualmente, a través de la confección de la memoria, y con una periodicidad más frecuente, en sus reuniones de Directorio, a cuyo efecto se redactan las actas de reunión respectivas, dado que en todas y cada una de las reuniones de Directorio se analiza la evoluciones de las actividades, políticas y estrategias comparándolas con el presupuesto o plan anual respectivo.

1. Capacitación y desarrollo de directores

Los integrantes del directorio son reconocidas personalidades del ámbito empresario que cuentan con la experiencia, conocimientos y capacitación profesional adecuada para el desempeño de sus funciones.

La experiencia, la idoneidad moral y profesional, y los antecedentes personales y profesionales de los directores son parámetros determinantes tenidos en cuenta por los accionistas para su designación.

III. INDEPENDENCIA DE LOS DIRECTORES.

1. Directores Independientes.

Tal como fuera manifestado en el apartado 7 del presente informe, los Accionistas velan -en cada ocasión que resulta necesaria la designación y/o remplazo de Directores de la Sociedad- por cumplir con las exigencias legales relativas a la designación de directores de carácter independiente en las proporciones necesarias para permitir la debida integración y funcionamiento del Comité de Auditoría.

Desde la incorporación legal, por parte del Decreto 677/2001 y la Resolución General 340 de la Comisión Nacional de Valores, y convencional, por parte de la Asamblea de Accionistas, del requerimiento de indicación del carácter de “independiente” o “no independiente” de cada uno de los Directores, en ocasión de cada designación se deja constancia de ello en la correspondiente acta de asamblea, las cuales se encuentran debidamente transcriptas y suscriptas en el libro societario correspondiente, y debidamente comunicadas a las autoridades de contralor competentes. El Directorio tiene plena confianza en que las declaraciones en este respecto realizadas por sus accionistas son veraces y realizadas de buena fe, por lo que no se considera necesaria la implementación de sistema de difusión o publicación adicional al aquí descripto, o bien, en relación con la motivación de la designación de los integrantes del directorio, por considerar que ello no representaría beneficio adicional sustancial alguno al inversor. A este respecto, la nómina de Directores y su respectivo carácter de independencia se encuentra publicada en la página web de la Comisión Nacional de Valores.

1. Designación de ejecutivos gerenciales

Resulta aconsejable exteriorizar los motivos de la designación de ejecutivos gerenciales y darle una difusión pública adecuada.

1. Proporción de Directores Independientes.

Tal como surge del apartado 7 del presente, si bien el Directorio no tiene una política expresa dirigida a mantener una proporción de directores independientes sobre el número total de directores, en ocasión de la designación de los directores de la sociedad, los Accionistas cumplen en designar una proporción de directores independientes suficiente para integrar la mayoría absoluta de los miembros del Comité de Auditoría.

El Directorio no considera necesario incorporar normas o reglamentaciones adicionales a las antes descriptas para el control del cumplimiento de la designación de directores con carácter de independencia, por cuanto considera suficientes las disposiciones de la normativa legal aplicable a este respecto.

Composición del Directorio:

(i) Cantidad total de Directores: ocho (8) titulares y suplentes.

(ii) Cantidad de Independientes: tres (3) titulares y un (1) suplente.

(iii) Cantidad de No Ejecutivos: ocho (8) titulares y 4 (cuatro) suplentes.

1. Reunión de directores independientes

El directorio considera adecuado que los directores independientes realicen las reuniones exclusivas que estimen pertinentes, por ello, dado que el Directorio de la Sociedad se reúne en forma mensual, esto brinda un marco favorable a los Directores Independientes para mantener reuniones con una periodicidad adecuada, y pone a disposición de aquellos los medios razonables para que dichas reuniones puedan tener lugar.

IV. RELACIÓN CON LOS ACCIONISTAS Y LA COMUNIDAD

1. Información a los accionistas

La sociedad pone a disposición de aquellos con la antelación suficiente a las Asambleas respectivas, la documentación relativa a estados contables, informes del Comité de Auditoría y demás información prevista en el régimen de oferta pública, por lo cual no se ha visto necesaria la promoción de reuniones informativas por el directorio.

1. Atención a Inquietudes y consultas de los Accionistas

La sociedad cuenta con una oficina específica destinada a atender consultas e inquietudes de los accionistas.

1. Participación de accionistas minoritarios en asambleas

El directorio considera que las normas de la Ley de Sociedades Comerciales, de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, proveen medios suficientes para que los accionistas se informen sobre la celebración de asambleas y asistan a ellas si lo consideran de su interés.

Todas las asambleas que ha celebrado la sociedad se han desarrollado en un ambiente de absoluta cordialidad con los accionistas minoritarios. Se les ha brindado la información que solicitaron y contestado las preguntas que hicieron sobre el presente y el futuro de la sociedad y de su actividad.

1. Mercado de Control

Conforme surge del artículo 11 del estatuto social, la sociedad no se encuentra adherida al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria previsto en el Decreto PEN 677/2.001 y reglamentado por la Resolución General 400/2002 de la Comisión Nacional de Valores.

Dado que fue decisión de los accionistas incorporar el artículo antes indicado en el Estatuto Social, a entender del Directorio al presente no existen razones suficientes para someter nuevamente a consideración de la Asamblea de accionistas esta cuestión.

1. Política de dividendos

La política del directorio siempre ha sido la de aconsejar a la asamblea que distribuya la totalidad de las ganancias en concepto de dividendos en efectivo entre sus accionistas. Hace a la esencia de la sociedad el pago de dividendos siempre que la situación económica de la sociedad y el resultado del ejercicio lo permitan. Lamentablemente, el deterioro de las variables económicas en que se desenvuelve el sector de generación de energía eléctrica en los últimos años no ha permitido la generación de utilidades. Este hecho se evidencia nuevamente en el presente ejercicio.

V. RELACION CON LA COMUNIDAD

1. Comunicación vía Internet

La sociedad cuenta con un sitio de Internet de libre acceso, en el cual se brinda información económica y financiera de la sociedad y que cuenta con un link a la página de Internet de la Comisión Nacional de Valores, conforme a lo dispuesto en el punto 8, apartado 10 del Anexo I de la resolución general Nº 467 de la Comisión Nacional de Valores y a los criterios interpretativos de esa norma emitidos por ese organismo.

Siguiendo los lineamientos de la ley Sarbanes-Oxley (sección 301) de los Estados Unidos de aplicable a empresas que cotizan en la Securities and Exchange Commission y filiales, la sociedad implementó un mecanismo denominado “Canal Ético” para la recepción de denuncias, quejas o comunicaciones, de forma confidencial, relacionadas con las malas prácticas en asuntos contables, el control o la auditoría interna. El Grupo Endesa ha seleccionado al agente externo Ethicspoint para que gestione y tramite las denuncias remitidas garantizando con absoluta seguridad el anonimato de los denunciantes. EthicsPoint es una empresa de origen norteamericano que tiene como meta asegurar que las personas puedan comunicarse en forma segura y honesta con la gerencia o junta directiva de una organización respecto a problemas e inquietudes relacionados con actividades no éticas o ilegales, conservando al mismo tiempo su anonimato y confidencialidad.

1. Requisitos del Sitio.

El sitio web de la Sociedad y los servidores (hardware) de los que se vale para su funcionamiento, como así también la información transmitida por medios electrónicos cuentan con medidas de seguridad adecuadas, las cuales responden a los más altos estándares de confidencialidad e integridad y tienen por fin la preservación, almacenamiento y registro de la información.

Por su parte, EthicsPoint está certificada como Safe Harbor a través del Departamento de Comercio de los Estados Unidos, como un proveedor de línea directa que cuenta con las medidas de seguridad para tratar iniciativas de privacidad de la Unión Europea y otras directrices de privacidad a nivel mundial.

VI. COMITES

1. Presidencia del Comité de Auditoría por un Director Independiente.

El Directorio considera adecuado y conveniente que (conforme la Resolución General 340 de la Comisión Nacional de Valores y el Artículo 11°, Apartado III.6, Capitulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores) la Presidencia del Comité de Auditoría sea ejercida en todo momento por un miembro del Directorio de carácter independiente.

Desde la conformación del Comité de Auditoría, el Directorio ha procurado que el ejercicio de la presidencia de dicho órgano recaiga en todo momento en uno de sus miembros independientes, lo cual ha sido cumplido hasta la fecha.

VII. COMISIÓN FISCALIZADORA Y AUDITORES EXTERNOS

1. Rotación de síndicos y/o auditores externos

Cada año el comité de auditoría emite un informe en el cual se expide, entre otros aspectos, sobre la idoneidad, independencia y desempeño de la firma de auditoría. También la comisión fiscalizadora en su informe anual se expide sobre la calidad de las políticas de auditoría de la emisora y el grado de objetividad e independencia del auditor externo en el ejercicio de su labor.

En lo que respecta al órgano de fiscalización interna, es política de la sociedad que exista estabilidad en la composición de la comisión fiscalizadora.

1. Doble carácter de síndico y auditor

La política de Endesa Costanera es que los integrantes de la comisión fiscalizadora no lleven a cabo la auditoría externa, ni que pertenezcan a la firma que preste servicios de auditoría externa a la sociedad.

Sin perjuicio de ello, el directorio no tiene nada más que agregar al respecto por cuanto la designación de los integrantes de la comisión fiscalizadora y de los auditores externos es de competencia de la asamblea de accionistas y no del órgano de administración.

VIII. SISTEMAS DE COMPENSACIÓN

1. Sistemas de Compensación. Comités de Remuneraciones. Comité de Nombramientos y Gobierno Societario. Política de no discriminación en la integración del directorio

La Sociedad no cuenta con comités específicos destinados al control y/o análisis de remuneraciones, de nombramientos y gobierno societario.

De acuerdo a la política de remuneraciones de la Sociedad, el personal ejecutivo percibe una retribución mensual y una compensación variable anual. La retribución mensual se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado y la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo. La compensación variable anual consiste en un bono sujeto a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de la Sociedad y al cumplimiento de objetivos individuales.

La Sociedad no cuenta con un sistema de compensación mediante opciones.

La remuneración de los funcionarios y empleados es el resultado de estudios de mercado realizados por la Sociedad (ya sea por cuenta propia o por empresas de servicio especializadas de primera línea), a fin de garantizar la adecuación de la misma.

Las contrataciones de empleados son realizadas por cada uno de los responsables de áreas, dando intervención a la Gerencia de Recursos Humanos.

El directorio considera que la designación de sus integrantes no se ve obstaculizada por ninguna forma de discriminación.

El Directorio considera adecuados y razonables los sistemas y/o políticas de remuneraciones, nombramientos y ética empresarial implementados por la Sociedad y, por ende, no considera necesaria la conformación de comités específicos, en los términos previstos en la Resolución General 516/2007 de la Comisión Nacional de Valores.

Domicilio legal: Av. España 3301 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Actividad principal de la Sociedad: Producción de energía eléctrica y su comercialización en bloque.

Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio:

Del estatuto social: 13 de marzo de 1992.

De las modificaciones: 29 de mayo de 1992, 9 de diciembre de 1993, 26 de agosto de 1994, 8 de abril de 2002,

28 de agosto de 2003, 13 de julio de 2004, 9 de septiembre de 2005 y 1 de agosto 2007.

Número de registro en la Inspección General de Justicia: 1854 del Libro 110, Tomo A de Sociedades Anónimas

Número de CUIT : 30-65225424-8

Plazo de duración de la Sociedad: hasta el 12 de marzo de 2091.

Denominación de la sociedad controlante: Endesa Argentina S.A. (1)

Domicilio legal de la sociedad controlante: Av. España 3301 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Actividad principal de la sociedad controlante: inversión en empresas y sociedades, constituidas o a constituirse, por cuenta propia, de terceros o asociada a terceros, y de forma directa o indirecta, dedicadas a alguna de las siguientes actividades: generación, producción, transporte, distribución y/o comercialización de energía eléctrica, y a la prestación de servicios de ingeniería, consultoría, y de gestión para la operación de centrales eléctricas.

Porcentaje de participación en el patrimonio y en los votos en poder de la sociedad controlante: 51,932%.

(1) Empresa Nacional de Electricidad S.A., empresa Chilena, posee el 99,66% de las acciones de Endesa Argentina S.A.

Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria: Sociedad no adherida.

EJERCICIO ECONÓMICO N° 20

INICIADO EL 1° DE ENERO DE 2011

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011

(expresados en pesos)

COMPOSICIÓN DEL CAPITAL

(Nota 4)


			Suscripto, integrado, emitido e inscripto

	Acciones ordinarias, nominativas no endosables de valornominal 1 y un voto cada una		146.988.378

ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresados en pesos)


ACTIVO	31/12/11	31/12/10

ACTIVO CORRIENTE


Caja y bancos	4.488.867	271.148
Inversiones temporarias (Anexo D)	20.657	23.279.074
Créditos por ventas (Nota 3.a)	437.025.916	318.516.021
Otros créditos (Nota 3.b)	43.361.389	31.963.266
Combustibles (Nota 3.c)	18.672.160	16.223.904
Total del activo corriente	503.568.989	390.253.413


ACTIVO NO CORRIENTE


Créditos por ventas (Nota 3.d)	80.487.544	-.-
Otros créditos (Nota 3.e)	115.420.175	197.123.965
Participaciones permanentes en sociedades (Anexo C)	59.764	55.056
Bienes de uso (Anexo A)	1.441.486.735	1.315.151.417
Total del activo no corriente	1.637.454.218	1.512.330.438


TOTAL DEL ACTIVO		2.141.023.207		1.902.583.851

Las notas 1 a 20 y los anexos A, C, D, E, F, G y H son parte integrante de estos estados contables.

ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010 (cont.)

(expresados en pesos)


PASIVO	31/12/11	31/12/10

PASIVO CORRIENTE


Cuentas por pagar (Nota 3.f)	914.771.807	678.854.364
Deudas bancarias y financieras (Nota 3.g)	283.485.255	187.101.736
Remuneraciones y cargas sociales (Nota 3.h)	46.092.698	19.619.335
Cargas fiscales (Nota 3.i)	31.137.604	26.201.046
Otras deudas	675.986	635.076
Total del pasivo corriente	1.276.163.350	912.411.557


PASIVO NO CORRIENTE


Cuentas por pagar (Nota 3.j)		493.080.386		431.903.094
Deudas bancarias y financieras (Nota 3.k)		43.040.000		51.719.726
Remuneraciones y cargas sociales (Nota 3.l)		13.049.008		10.812.328
Cargas fiscales (Nota 3.m)		164.560.423		161.375.612
Total del pasivo no corriente	713.729.817		655.810.760


TOTAL DEL PASIVO		1.989.893.167		1.568.222.317



PATRIMONIO NETO (según estados respectivos)		151.130.040		334.361.534


TOTAL		2.141.023.207		1.902.583.851

Las notas 1 a 20 y los anexos A, C, D, E, F, G y H son parte integrante de estos estados contables.

ESTADOS DE RESULTADOS CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ECONOMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresados en pesos)


	31/12/11	31/12/10

Ingresos netos por ventas (Nota 3.n)	2.918.659.339	2.215.902.428
Costos de explotación (Anexo F)	(2.858.013.782)	(2.186.967.280)

Ganancia bruta	60.645.557	28.935.148

Gastos de administración y comercialización (Anexo H)	(36.283.502)	(24.993.717)

Ganancia operativa	24.362.055	3.941.431

Resultados financieros y por tenencia:
- Generados por activos:
Intereses	38.091.346	4.310.227
Dividendos ganados	938.839	-.-
Diferencias de cambio	7.965.130	35.971.217
Resultado por tenencia de combustibles (Anexo F)	2.539.997	-.-
Subtotal	49.535.312	40.281.444
- Generados por pasivos:
Intereses	(91.946.701)	(80.871.605)
Diferencias de cambio	(66.163.337)	(47.263.543)
Otros gastos financieros	(6.224.753)	(2.668.469)
Subtotal	(164.334.791)	(130.803.617)
Total de resultados financieros y por tenencia	(114.799.479)	(90.522.173)

Otros ingresos netos (Nota 3.ñ)	198.264	50.277.651

Pérdida antes del impuesto a las ganancias	(90.239.160)	(36.303.091)

Impuesto a las ganancias (Nota 3.o)	(80.536.430)	9.856.277

Pérdida del ejercicio	(170.775.590)	(26.446.814)

Resultado por acción ordinaria (resultado del ejercicio / cantidad de acciones ordinarias)	(1,162)	(0,180)

Las notas 1 a 20 y los anexos A, C, D, E, F, G y H son parte integrante de estos estados contables.

ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ECONOMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresados en pesos)


	Aportes de los propietarios				Resultados acumulados
Concepto	Capital social	Prima por fusión	Ajuste de capital	Total	Reserva legal	Reserva por revaluación técnica	Resultados no asignados	Total	Total del patrimonio neto


Saldos al 31/12/09	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	149.685.642	434.216	202.160.418	578.592.358

Modificación del saldo (Nota 2.5.i)	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(205.328.106)	(205.328.106)	(205.328.106)

Saldos modificados al 31/12/09	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	149.685.642	(204.893.890)	(3.167.688)	373.264.252

Desafectación de la reserva por revaluación técnica (1)	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(12.455.904)	--.--	(12.455.904)	(12.455.904)

Pérdida del ejercicio	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(26.446.814)	(26.446.814)	(26.446.814)

Saldos al 31/12/10	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	137.229.738	(231.340.704)	(42.070.406)	334.361.534


	Aportes de los propietarios				Resultados acumulados
Concepto	Capital social	Prima por fusión	Ajuste de capital	Total	Reserva legal	Reserva por revaluación técnica	Resultados no asignados	Total	Total del patrimonio neto


Saldos al 31/12/10	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	137.229.738	(42.217.038)	147.053.260	523.485.200

Modificación del saldo (Nota 2.5.i)	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(189.123.666)	(189.123.666)	(189.123.666)

Saldos modificados al 31/12/10	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	137.229.738	(231.340.704)	(42.070.406)	334.361.534

Desafectación de la reserva por revaluación técnica (1)	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(12.455.904)	--.--	(12.455.904)	(12.455.904)

Pérdida del ejercicio	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	--.--	(170.775.590)	(170.775.590)	(170.775.590)

Saldos al 31/12/11	146.988.378	18.454.821	210.988.741	376.431.940	52.040.560	124.773.834	(402.116.294)	(225.301.900)	151.130.040

Anexo H.

Las notas 1 a 20 y los anexos A, C, D, E, F, G y H son parte integrante de estos estados contables.

ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CORRESPONDIENTES A EJERCICIOS ECONOMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresados en pesos)


	31/12/11		31/12/10
VARIACIONES DEL EFECTIVO (1)
Efectivo al inicio del ejercicio		23.550.222	6.027.165
Efectivo al cierre del ejercicio		4.509.524	23.550.222
(Disminución) aumento neto del efectivo		(19.040.698)	17.523.057

CAUSAS DE LAS VARIACIONES DEL EFECTIVO


ACTIVIDADES OPERATIVAS
Pérdida neta del ejercicio	(170.775.590)	(26.446.814)
Ajuste para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas:
Impuesto a las ganancias devengado	80.536.430	(9.856.277)
Intereses perdidos	91.946.701	80.871.605
Intereses ganados	(38.091.346)	(4.310.227)
Dividendos ganados	(938.839)	-.-
Resultado por tenencia de combustibles	(2.539.997)	-.-
Consumo de materiales y repuestos	16.309.124	14.025.994
Previsión para deudores de dudoso cobro	12.870.394	7.787.907
Depreciación de bienes de uso	156.140.656	152.647.035
Desafectación de la reserva por revaluación técnica	(12.455.904)	(12.455.904)
Resultado por venta de bienes de uso	(47.355)	(143.272)
Diferencias de cambio sobre créditos por ventas	-.-	(275.293)
Diferencia de cambio sobre acreencias FONINVEMEM	(9.183.975)	(30.485.472)
Diferencia de cambio sobre impuestos devengados acreencias FONINVEMEM	1.754.374	5.350.861
Diferencias de cambio sobre deudas comerciales y financieras	64.408.963	33.527.532
Subtotal	189.933.636	210.237.675
Cambios netos en activos y pasivos operativos
Aumento de créditos por ventas	(211.459.795)	(61.682.326)
Disminución de otros créditos	2.331.281	38.646.403
Disminución de combustibles	91.741	13.635.194
Aumento (disminución) de cuentas por pagar	216.773.088	(61.943.099)
Aumento de deudas por remuneraciones y cargas sociales	28.710.043	13.526.067
Aumento (disminución) de deudas por cargas fiscales	2.582.680	(13.191.683)
Aumento de otras deudas	40.910	-.-
Flujo neto de efectivo generado por las operaciones	229.003.584	139.228.231

ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Aumento en participaciones permanentes en sociedades	(6.500)	-.-
Adquisición de bienes de uso	(298.785.098)	(151.402.529)
Cobro por venta de bienes de uso	47.355	143.272
Cobro de intereses	38.091.346	4.310.227
Cobro de dividendos	938.839	-.-
Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión	(259.714.058)	(146.949.030)

ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN
Aumento neto de deudas bancarias y financieras	84.418.415	63.371.184
Pago de intereses	(72.748.639)	(38.127.328)
Flujo neto de efectivo generado por las actividades de financiación	11.669.776	25.243.856

(DISMINUCIÓN) AUMENTO NETO DEL EFECTIVO	(19.040.698)	17.523.057

Caja y bancos e Inversiones temporarias (con vencimiento original menor a tres meses).

Las notas 1 a 20 y los anexos A, C, D, E, F, G y H son parte integrante de estos estados contables.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CORRESPONDIENTES A LOS EJERCICIOS ECONOMICOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2011

(expresados en pesos)

NOTA 1 – NATURALEZA Y OPERACIONES DE LA SOCIEDAD

La Sociedad tiene por objeto la producción y comercialización en bloque de energía eléctrica. Para desarrollar su actividad principal cuenta con seis unidades convencionales turbo vapor con una capacidad instalada de 1.140 MW y dos ciclos combinados, uno de ellos provisto por la firma Mitsubishi con una capacidad instalada de 852 MW y el otro compuesto de una turbina de gas Siemens y una antigua turbina a vapor BTH con una capacidad instalada de 320 MW.

Al 31 de diciembre de 2011, la Sociedad presenta capital de trabajo negativo por pesos 772.594.361 con un endeudamiento bancario a muy corto plazo, y pérdidas netas recurrentes, entre otras razones, porque los ingresos por venta de energía y potencia al mercado spot, y su cobranza, se han visto afectados por regulaciones, tal como se mencionan en la nota 12, que han originado pedidos de reconsideración a las autoridades respectivas para implementar medidas que permitan adecuar dicha situación.

La Sociedad debe recomponer su situación económico-financiera para lo cual deben cumplirse los compromisos asumidos por el Gobierno oportunamente, incluso con una resolución favorable de los pedidos realizados a las autoridades, para la adecuación de los precios regulados por venta de energía y potencia al mercado spot. Mientras no se produzca una recomposición de este negocio y, paralelamente, una mejora de la situación financiera de la Sociedad con la normalización de los pagos de CAMMESA, la Sociedad espera poder continuar llevando adelante medidas de gestión del capital de trabajo, como la refinanciación de deudas de corto plazo y la obtención de nuevos préstamos.

Estas circunstancias generan incertidumbre respecto del desarrollo futuro del negocio de la Sociedad. Los presentes estados contables han sido preparados considerando la continuidad normal de las operaciones de la Sociedad, por lo tanto, estos estados contables no incluyen ningún ajuste y/o reclasificación que podrían resultar de la resolución de las incertidumbres antes mencionadas.

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN

2.1 Normas contables aplicadas - Los presentes estados contables han sido preparados de acuerdo con las normas de valuación y exposición establecidas por la Resolución General N° 368 de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y sus modificatorias, que comprende a las Resoluciones Técnicas de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”), según fueron adoptadas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“CPCECABA”) mediante su Resolución N° 93/05, con algunas modificaciones y aclaraciones a dichas normas establecidas específicamente por la CNV.

2.2 Consideración de los efectos de la inflación - Los presentes estados contables reconocen los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda hasta el 28 de febrero de 2003, siguiendo el método de reexpresión establecido por la Resolución Técnica N° 6 de la FACPCE y las disposiciones del Decreto N° 664/03 del Poder Ejecutivo Nacional y la Resolución General N° 441/03 de la CNV. Adicionalmente, la Resolución C.D. N° 87/2003 del CPCECABA dispuso que a partir del 28 de julio de 2003 quedaba derogada la Resolución M.D. N° 3/2002 del mismo organismo, la cual establecía, entre otras cuestiones, la obligatoriedad de activar, hasta dicha fecha, las diferencias de cambio originadas por pasivos en moneda extranjera que financiaron en forma directa la adquisición, producción o construcción de activos y la opción de computar igual activación en el valor de los restantes activos financiados con pasivos en moneda extranjera. El método de reexpresión en moneda homogénea se aplicó a los valores contables inmediatamente anteriores a la activación de dichas diferencias de cambio, las que representaron un adelantamiento de los efectos de las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda y que posteriormente fueron parcialmente absorbidas por el valor en moneda homogénea de los activos involucrados.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN (cont.)

Las normas contables profesionales vigentes establecen que la discontinuación en la aplicación del método de reexpresión de la RT N° 6 debió efectuarse a partir del 1° de octubre de 2003. Los efectos de no haber reconocido las variaciones en el poder adquisitivo de la moneda hasta esta última fecha no han sido significativos con relación a los estados contables tomados en su conjunto.

2.3 Uso de estimaciones en la preparación de los estados contables - La preparación de estados contables de acuerdo con las normas contables profesionales requiere que la Dirección de la Sociedad realice estimaciones a la fecha de la emisión de los estados contables acerca del valor registrado de ciertos activos y pasivos, incluyendo aquellos de naturaleza contingente, como así también de las cifras registradas de ciertos ingresos y gastos generados durante el ejercicio. La Dirección de la Sociedad realiza estimaciones para calcular, entre otros, la vida útil de los bienes de uso, el valor recuperable de los activos no corrientes, el cargo por impuesto a las ganancias corrientes y diferido y a la ganancia mínima presunta y la previsión para créditos por ventas y créditos impositivos. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los presentes estados contables.

2.4 Implementación de las normas internacionales de información financiera

Con fecha 30 de diciembre de 2009, la C.N.V. aprobó la Resolución General N° 562/09 por medio de la cual estableció la aplicación de la RT N° 26 de la F.A.C.P.C.E., la cual adopta para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública las normas internacionales de información financiera (NIIF) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, según sus siglas en inglés). De acuerdo a lo mencionado en la citada resolución de la C.N.V., la aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1° de enero de 2012.

Asimismo, con fecha 1° de julio de 2010, la C.N.V. emitió la Resolución General N° 576/2010, ampliatoria de la Resolución General N° 562/09, que contempla soluciones para ciertas cuestiones que requerían análisis adicionales, y corrige y amplía otros aspectos que fueron objeto de consultas y observaciones.

A la fecha de los presentes estados contables la Sociedad ha determinado los principales impactos de la implementación de las NIIF en la Sociedad. En este sentido, en nota 20 a los estados contables se presentan las conciliaciones de patrimonio neto y resultado integral del ejercicio, entre los determinados de acuerdo con las normas vigentes y los determinados de acuerdo a NIIF, según lo requerido por la mencionada RT N° 26. La Sociedad ha considerado para su preparación aquellas NIIF que estima serán aplicables para la preparación de los estados contables de cierre de ejercicio correspondientes al ejercicio iniciado a partir del 1° de enero de 2012. Las partidas y cifras incluidas en las conciliaciones podrán modificarse en la medida que el IASB emita nuevas normas con aplicación obligatoria o anticipada admitida para dicho ejercicio, que entren en vigencia por aplicación del procedimiento de adopción establecido en la sección “Circulares de adopción de las NIIF”, del Reglamento del Centro de Estudios Científicos y Técnicos (CECYT) de la F.A.C.P.C.E..

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN (cont.)

2.5 Principales criterios de valuación, medición de resultados y exposición empleados en la preparación de los estados contables:

a) Rubros monetarios – Caja y bancos, inversiones temporarias, créditos y pasivos en pesos están expresados a sus valores nominales incluyendo, en caso de corresponder los intereses devengados al cierre de cada ejercicio. No se ha dado efecto a la determinación de valores actuales de los saldos por cobrar y por pagar de largo plazo que no tuvieran asociada una tasa de interés o para las cuales no existiera una forma de compensación financiera contemplada, dado que su efecto no es significativo. Los créditos y deudas con partes relacionadas se han valuado de acuerdo con las condiciones pactadas entre las partes involucradas. Los intereses por pagos fuera de término de clientes son reconocidos cuando existe certeza que los mismos generan flujos de efectivo.

b) Activos y pasivos liquidables en moneda extranjera – Los activos y pasivos en moneda extranjera están expresados a los tipos de cambio o cotizaciones vigentes al cierre de cada ejercicio incluyendo, de corresponder, los intereses devengados hasta dichas fechas.

No se presentan casos de saldos por cobrar y por pagar de largo plazo que no tuvieran asociada una tasa de interés o para las cuales no existiera una forma de compensación financiera contemplada y que por lo tanto hubieran requerido la determinación de valores actuales.

c) Combustibles – Los combustibles están valuados a su valor de reposición al cierre de cada ejercicio, los cuales no exceden su valor recuperable a dichas fechas.

d) Bienes de uso – (i) Valores de origen: Los bienes de uso transferidos en virtud de la privatización de Endesa Costanera S.A. a través de la venta de sus acciones se registraron a los valores resultantes del revalúo técnico practicado al 31 de mayo de 1992 por profesionales independientes peritos en la materia, reexpresados en función de lo indicado en la nota 2.2. La diferencia surgida entre el referido valor técnico y el costo residual reexpresado ha sido incluida en la cuenta "Reserva por revaluación técnica", integrante del patrimonio neto. Los restantes bienes de uso han sido valuados a su costo de adquisición o producción (reexpresado de corresponder en función de lo indicado en la nota 2.2), que incluye todos aquellos costos significativos necesarios para que tales bienes estén en condiciones de ser utilizados, incluyendo los costos financieros relacionados con obras construidas que se prolongaron en el tiempo, así como las diferencias de cambio originadas en pasivos en moneda extranjera existentes al 6 de enero de 2002 relacionados directa o indirectamente con la financiación de su adquisición, construcción o instalación. Tales diferencias de cambio fueron imputadas, hasta el 28 de julio de 2003, al valor de dichos bienes (según lo señalado en la nota 2.2), y fueron absorbidas parcialmente con la expresión en moneda homogénea de los valores anteriores a tal imputación. Los materiales y repuestos fueron valuados a su valor de incorporación al patrimonio, reexpresado en función de lo indicado en la nota 2.2. (ii) Depreciaciones: La depreciación de los bienes de uso es calculada por el método de la línea recta, sobre los valores reexpresados en función de lo indicado en la nota 2.2, aplicando tasas anuales suficientes para extinguir sus valores al final de la vida útil estimada y considerando los ejercicios en los que se llevan a cabo tareas de rehabilitación en las unidades generadoras. (iii) Valores recuperables: El valor de los bienes de uso no supera su valor recuperable al cierre de cada ejercicio. Se han calculado los valores recuperables en base a flujos de fondos descontados que incluyen premisas que estiman una adecuación futura de los precios regulados por parte de las autoridades, cuya concreción en el actual marco descripto en la nota 1 es incierta. Si dichas premisas no se concretaran, la conclusión de que el valor de libros de estos activos no supera sus valores recuperables podría cambiar. Los presentes estados contables no incluyen ningún ajuste que podrían resultar de la resolución de esta incertidumbre.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN (cont.)

2.5 Principales criterios de valuación, medición de resultados y exposición empleados en la preparación de los estados contables:(cont.)

e) Participaciones permanentes en sociedades – Las participaciones en sociedades, en las que no se ejerce influencia significativa, han sido valuadas a su costo al cierre de cada ejercicio (ver Nota 12, 13.a y Anexo C).

f) Previsiones deducidas del activo – Se han constituido para reducir la valuación de los créditos por ventas y otros créditos en base al análisis de su recuperabilidad al cierre de cada ejercicio (ver Anexo E).

g) Reserva por revaluación técnica – La reserva por revaluación técnica de bienes de uso, mencionada en el acápite d), se transfiere a los resultados en proporción a la depreciación o baja de los bienes que le dieron origen.

h) Cuentas del patrimonio neto – Se encuentran reexpresadas según lo indicado en la nota 2.2. El exceso de valor actualizado del capital social sobre su valor nominal ha sido expuesto en el patrimonio neto en la cuenta “Ajuste de capital”. La prima por fusión representa la diferencia entre el valor nominal de las acciones de Central Termoeléctrica Buenos Aires S.A. (absorbida por fusión) en poder de sus accionistas minoritarios y el valor nominal de las acciones de Endesa Costanera S.A. que los mismos recibieron en canje.

i) Modificación del saldo al inicio del patrimonio neto – (1) Como consecuencia de la aplicación de la disposición de la Resolución técnica N° 23 “Beneficios a empleados posterior a la terminación de la relación laboral y otros beneficios a largo plazo”, se efectuó la modificación del saldo inicial de Patrimonio neto al 31 de diciembre de 2011 y 2010. (2) Con fecha 1° de julio de 2010, la C.N.V. aprobó la Resolución General N° 576/2010, que dispone que las emisoras que ejercieron la opción de informar en nota a los estados contables el pasivo por impuesto diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación, efectuarán el reconocimiento contable de dicho pasivo con vistas a la implementación de las NIIF, con contrapartida en resultados no asignados debiendo registrar dicho pasivo no más tarde del 31 de diciembre de 2011.

A continuación se detallan los efectos de ese cambio en el rubro “Resultados no asignados” del Patrimonio neto de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 y 2010:


	Efecto sobre resultados acumulados
	al inicio del ejercicio
Concepto	2011		2010

Reconocimiento de planes de beneficios al personal	(10.812.328)	(1)	(11.959.853)
Reconocimiento de impuesto diferidos	3.784.315	(1)	4.185.949
Reconocimiento de impuesto diferidos bienes de uso	(182.095.653)	(2)	(197.554.202)
Total	(189.123.666)		(205.328.106)

(1) Como contrapartida, en el ejercicio 2011, se afectaron los rubros “Remuneraciones y cargas sociales” del pasivo no corriente por pesos 10.812.328 y “Cargas fiscales” del pasivo no corriente por pesos 3.784.315. En el acápite k) se describen los efectos en el resultado del ejercicio 2011.

(2) Como contrapartida se afectó el rubro “Cargas Fiscales” del pasivo no corriente. El reconocimiento de este impuesto diferido generó una ganancia de 15.458.549 en el resultado del ejercicio 2011.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN (cont.)

2.5 Principales criterios de valuación, medición de resultados y exposición empleados en la preparación de los estados contables:(cont.)

j) Cuentas de resultados – Las cuentas de resultados han sido expresadas a su valores nominales, excepto los cargos por activos consumidos (depreciaciones de bienes de uso, consumo de combustibles y de materiales y repuestos), determinados de acuerdo con los valores reexpresados de tales activos.

k) Planes de beneficios al personal – Los convenios colectivos de trabajo suscriptos por la Sociedad contemplan para los trabajadores que se acojan al beneficio de la jubilación ordinaria, una gratificación especial a cargo de la Sociedad y gratificaciones por años de antigüedad. Los planes de beneficios son valuados en base a un informe actuarial que la Sociedad solicitó a un actuario independiente al cierre del ejercicio. El pasivo por pensiones es determinado en función del monto que la Sociedad espera pagar utilizando técnicas actuariales para hacer una estimación confiable del importe de los beneficios que los empleados han devengado en razón de los servicios que han prestado en el período presente y en

períodos anteriores y realizando las estimaciones pertinentes (supuestos actuariales) respecto a las variables demográficas y financieras que influyen en la determinación del monto de los beneficios a suministrar. Los beneficios determinados son descontados utilizando el método de unidades de beneficios proyectados, a fin de calcular el valor presente de las obligaciones por beneficios definidos y el costo de los servicios del período presente.

Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, la Sociedad no posee activos relacionados a estos planes.

El monto reconocido en el estado de situación patrimonial es determinado de la siguiente manera:


	31/12/2011	31/12/2010
Corrientes:
Valor presente de obligaciones por beneficios definidos	2.031.675	2.894.147
Resultados actuariales no reconocidos	-.-	-.-
	2.031.675	2.894.147
No corrientes:
Valor presente de obligaciones por beneficios definidos	13.049.008	10.812.328
Resultados actuariales no reconocidos	-.-	-.-
	13.049.008	10.812.328
La evolución del pasivo es la siguiente:

Saldo del pasivo reconocido al inicio del ejercicio	13.706.475	12.390.000
Costo del ejercicio	2.352.827	1.316.475
Beneficios pagados	(978.619)	-.-
Saldo del pasivo reconocido al cierre del ejercicio	15.080.683	13.706.475

Los montos reconocidos en el estado de resultados son los siguientes:
Costo del servicio	394.704	220.848
Costos por intereses	735.431	411.495
Resultados actuariales	1.222.692	684.132
Total cargo a resultados	2.352.827	1.316.475

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 2 – BASES DE PREPARACIÓN DE LA INFORMACIÓN (cont.)

2.5 Principales criterios de valuación, medición de resultados y exposición empleados en la preparación de los estados contables:(cont.)

l) Impuesto a las ganancias y a la ganancia mínima presunta – El cargo contable por impuesto a las ganancias ha sido determinado de acuerdo con el método del impuesto diferido, el cual considera el efecto de las diferencias temporarias originadas en la distinta base de medición de activos y de pasivos según criterios contables e impositivos y de los quebrantos impositivos existentes y créditos fiscales no utilizados susceptibles de deducción de ganancias impositivas futuras, computados considerando la tasa impositiva vigente, que actualmente alcanza el 35%. Adicionalmente, la Sociedad determina el impuesto a la ganancia mínima presunta aplicando la tasa del 1% sobre los activos computables al cierre del ejercicio. Este impuesto es complementario del impuesto a las ganancias. La obligación fiscal de la Sociedad coincidirá con el monto mayor que surja de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes. El activo por impuesto diferido y los créditos por ganancia mínima presunta son reconocidos contablemente en la medida de su recuperabilidad. Los activos y pasivos por impuesto diferido y el impuesto a la ganancia mínima presunta son medidos a sus valores nominales. Debido a la situación de incertidumbre mencionada en la Nota 1, al 31 de diciembre de 2011 no se cumplen las condiciones que las normas contables vigentes establecen para mantener estos conceptos activados. Consecuentemente, la totalidad de los quebrantos acumulados como el impuesto a la ganancia mínima presunta se han cargado a resultados en el presente ejercicio.

m) Resultado por acción ordinaria – Se presenta en el estado de resultados exclusivamente el indicador básico, por cuanto no existen acciones preferidas ni Títulos de deuda convertibles en acciones ordinarias.

n) Información por segmentos – Se han determinado segmentos de negocios, en base a los tipos de mercado en los que opera la Sociedad, que tienen para ella el carácter de primarios.

o) Reclasificaciones – A los efectos de la presentación comparativa, se efectuaron las reclasificaciones necesarias sobre los estados contables del ejercicio anterior para exponerlos sobre bases uniformes. La modificación de la información comparativa, no implica cambios en las decisiones tomadas en base a ella.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES


ACTIVO			31/12/11		31/12/10


Activo Corriente


a) Créditos por ventas

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”) (1)	334.824.510	288.520.499
Companhia de Interconexão Energética S.A. (Notas 11 y 14)	189.087.608	117.114.884
Endesa Cemsa S.A. (Notas 11 y 14) (2)	85.301.849	74.751.305
Grandes usuarios	6.083.499	3.862.407
Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A.	17.153	17.153
Diversos (3)	304.598	380.718
Subtotal	615.619.217	484.646.966
Previsión para deudores de cobro dudoso (Anexo E) (4)	(178.593.301)	(166.130.945)
	437.025.916	318.516.021

Neto de deudas por compras de energía por 22.902.004 y 3.936.962 al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente. Incluye 42.676.364 y 90.863.201 a esas fechas, respectivamente, en concepto de acreencia consolidada por LVFVD (Nota 13).
Neto de deudas por compras de energía por 27.361 y 19.081 al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente.
Incluye 182.458 y 281.031 con Sociedades art. 33 Ley Nº 19.550 y relacionadas al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Nota 11).
Incluye 178.320.424 y 165.858.068 con Sociedades art. 33 Ley Nº 19.550 y relacionadas al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Notas 11 y 14).

Este rubro incluye 6.203.478 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2010, netos de previsión para deudores de cobro dudoso (Anexo G).


b) Otros créditos

Créditos fiscales	26.723.637	19.467.614
Gastos pagados por adelantado	5.158.653	1.520.141
FONINVEMEM (Nota 13)	15.990.803	14.873.247
Diversos	1.898.960	2.104.890
Subtotal	49.772.053	37.965.892
Previsión para deudores de cobro dudoso (Anexo E)	(6.410.664)	(6.002.626)
	43.361.389	31.963.266

Este rubro incluye 15.990.803 y 14.873.247 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010, respectivamente, netos de previsión para deudores de cobro dudoso (Anexo G).


c) Combustibles

Fuel-oil	15.339.872	14.475.415
Gas-oil	3.332.288	1.748.489
Total (Anexo F)	18.672.160	16.223.904

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)


ACTIVO (cont.)			31/12/11		31/12/10


Activo No Corriente


d) Créditos por ventas

CAMMESA (Acreencias consolidadas por LVFVD Nota 13)	80.487.544		-.-
	80.487.544		-.-

e) Otros créditos
FONINVEMEM (Nota 13)		115.420.175		122.223.234
Impuesto a la ganancia mínima presunta (1)		95.906.378		84.882.861
Diversos		-.-		248.883
Subtotal		211.326.553		207.354.978
Previsión impuesto a la ganancia mínima presunta (Anexo E)		(95.906.378)		(10.231.013)
		115.420.175		197.123.965

Este rubro incluye 115.420.175 y 122.223.234 en moneda extranjera 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010, respectivamente, netos de previsión para deudores de cobro dudoso (Anexo G).

El impuesto a la ganancia mínima presunta, así como su fecha de expiración, es el siguiente:


Período fiscal	Importe		Prescripción
2002	6.852.524	*	2012
2003	7.243.822	*	2013
2004	7.568.989	*	2014
2005	7.878.358	*	2015
2006	9.079.367	*	2016
2007	9.545.522	*	2017
2008	11.083.986	*	2018
2009	10.350.468	*	2019
2010	12.550.520	*	2020
2011	13.752.822	*	2021	Estimado
	95.906.378

* Previsionados en su totalidad por considerarlos de dudoso recupero (Anexo E)

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)


PASIVO			31/12/11		31/12/10


	Pasivo Corriente
		f) Cuentas por pagar
		Mitsubishi Corporation (Nota 9)		229.587.100		217.634.376
		Provisión repuestos ciclo combinado		106.322.241		30.769.291
		Cargos fideicomisos transporte de gas (Nota 16.b)		92.144.829		42.066.246
		Provisión consumo combustibles (Nota 16.a) (1)		233.677.633		269.575.474
		Remuneración al operador (Nota 11)		20.717.104		20.717.104
		Compañía Eléctrica San Isidro S.A. (Nota 11)		60.486.992		55.877.389
		CAMMESA (2)		69.458.343		28.082.468
		Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. (Notas 11 y 14)		69.697.955		4.773.833
		Seguros a pagar		15.129.229		1.778.674
		Masa Argentina SA.		14.105.869		1.709.066
		Provisiones varias		3.444.512		5.870.443
				914.771.807		678.854.364

		1. Incluye 162.520.864 y 146.251.835 con Sociedades art. 33 Ley Nº 19.550 y relacionadas al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Notas 11 y 14). 2. Incluye 11.454.667 y 25.981.532 correspondiente a la financiación de mantenimientos mayores al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Nota 10). Este rubro incluye 420.080.680 y 306.520.237 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Anexo G).

		g) Deudas bancarias y financieras
		Convenio relativo a la orden de trabajo N° 4322 (Nota 5.a)	-.-		8.090.012
		Banco Itaú Argentina S.A.	28.550.000		22.500.000
		Endesa Argentina S.A. (Nota 5.c y 11)	25.500.000		-.-
		Empresa Nacional de Electricidad S.A. (Nota 11)	30.610.035		28.277.300
		Banco de la Nación Argentina S.A.	29.453.249		15.360.272
		Banco de la Ciudad de Buenos Aires S.A.	8.000.000		8.000.000
		Banco Santander Río S.A.	15.600.000		7.400.000
		Banco de la Provincia de Buenos Aires S.A.	3.012.800		5.057.708
		Citibank N.A.	52.150.000		39.632.455
		Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.	42.000.000		23.301.827
		Standard Bank Argentina S.A.	20.415.000		9.715.000
		Banco Supervielle S.A.	21.000.000		15.000.000
		Banco Macro	3.000.000		3.000.000
		Intereses devengados (1)	4.194.171		1.767.162
			283.485.255		187.101.736

1. Incluye 539.605 y 290.989 con Sociedades art. 33 Ley Nº 19.550 y relacionadas al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Nota 11). Este rubro incluye 34.370.168 y 50.607.346 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Anexo G).

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)


PASIVO (cont.)			31/12/11		31/12/10


h) Remuneraciones y cargas sociales corrientes

Sueldos y cargas sociales (netas de anticipos al personal)	21.183.210	2.358.820
Provisión gratificaciones y vacaciones	22.877.813	14.366.368
Planes de beneficios al personal	2.031.675	2.894.147
	46.092.698	19.619.335


	i) Cargas fiscales

	Impuesto sobre los ingresos brutos	23.875	31.840
	Impuesto a la ganancia mínima presunta (neto de anticipos)	5.431.960	4.965.192
	Impuesto al valor agregado sobre liquidaciones de ventas comprometidas al FONINVEMEM (Nota 13.a)	2.801.298	2.587.816
	Impuesto al valor agregado sobre liquidaciones de ventas retenidas	6.509.872	8.476.511
	Impuesto al valor agregado	12.439.506	5.447.053
	Percepciones Fondo Nacional de Energía Eléctrica	386.167	413.488
	Retenciones del impuesto al valor agregado	641.531	1.345.232
	Retenciones de impuesto a las ganancias	2.022.524	1.686.874
	Diversos	880.871	1.247.040
		31.137.604	26.201.046
Este rubro incluye 2.801.298 y 2.587.816 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Anexo G).


	Pasivo No Corriente

		j) Cuentas por pagar

		Mitsubishi Corporation (Nota 9)		493.080.386		423.312.094
		CAMMESA (Nota 10)		-.-		8.591.000
				493.080.386		431.903.094
Este rubro incluye 493.080.386 y 423.312.094 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Anexo G).
		k) Deudas bancarias y financieras

		Credit Suisse International (Nota 5.b)	43.040.000		34.079.998
		Banco de la Nación Argentina S.A.	-.-		17.639.728
			43.040.000		51.719.726
		Este rubro incluye 43.040.000 y 34.079.998 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y al 31 de diciembre de 2010, respectivamente (Anexo G).

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)


PASIVO (cont.)			31/12/11		31/12/10


l) Remuneraciones y cargas sociales

Planes de beneficios al personal	13.049.008	10.812.328
	13.049.008	10.812.328


	m) Cargas fiscales

	Impuesto al valor agregado sobre liquidaciones de ventas comprometidas al FONINVEMEM (Nota 13.a)		20.219.514			21.265.782
	Impuesto al valor agregado sobre liquidaciones de ventas retenidas año 2011		12.748.502			-.-
	Impuesto diferido (2)		131.592.407			140.109.830
			164.560.423			161.375.612
Este rubro incluye 20.219.514 y 21.265.782 en moneda extranjera al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Anexo G).
	(2) La composición del impuesto diferido es la siguiente:

	Quebrantos acumulados (Ver Nota 3.o)		-.-		29.520.903
	Diferencias temporarias de valuación		(131.592.407)		(169.630.733)
	Total pasivo		(131.592.407)		(140.109.830)

	La composición de las diferencias temporarias entre la valuación contable y la fiscal de activos y pasivos es la siguiente:
		31/12/11		31/12/10

	Bienes de uso (Ver Nota 2.5.i)	(204.627.562)		(236.272.375)
	Previsión para deudores de cobro dudoso	62.313.817		58.145.831
	Provisiones devengadas	11.750.979		8.992.632
	Diversas	(1.029.641)		(496.821)
	Total pasivo	(131.592.407)		(169.630.733)

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 3 - COMPOSICIÓN DE CIERTOS RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)


RESULTADOS			31/12/11				31/12/10

	n) Ingresos netos por ventas

	CAMMESA			2.806.257.950		2.124.902.000
	Endesa Cemsa S.A. (Nota 11)			83.210.803		63.976.354
	Grandes usuarios			28.965.966		26.752.286
	Edesur S.A. (Nota 11)			224.620		271.788
				2.918.659.339		2.215.902.428

	ñ) Otros ingresos netos

	Siniestro TG8 (Ver Nota 18)			-.-		14.218.432
	Otros siniestros maquinarias			-.-		35.610.944
	Resultado venta bienes de uso			47.355		143.272
	Diversos			150.909		305.003
				198.264		50.277.651

	o) Impuesto a las ganancias

	Variación de diferencias temporarias de valuación – impuesto diferido	38.038.326			(1)		16.295.933
	Diferencia en la determinación de los quebrantos impositivos estimados	(12.684.907)			(2)		(55.710)
	Previsión impuesto a la ganancia mínima presunta (Anexo E)	(89.053.854)					(7.972.145)
	(Disminución) aumento de quebrantos por impuesto a la ganancia	(16.835.995)					1.588.199
	Total pérdida por impuesto a las ganancias	(80.536.430)					9.856.277

(1) Incluye 12.525.800 por recálculo valor residual de bienes de uso.

(2) Incluye 12.284.983 por rectificativa declaración jurada impuesto a las ganancias año 2010.

La conciliación entre el impuesto a las ganancias determinado y el resultante de aplicar la tasa del 35% establecida por ley al resultado contable del ejercicio es la siguiente:


	31/12/11	31/12/10

Pérdida del ejercicio antes del impuesto a las ganancias	(90.239.160)	(36.303.091)
Tasa	35%	35%
Impuesto sobre base contable calculado a la tasa impositiva vigente	31.583.706	12.706.082
Previsión impuesto a la ganancia mínima presunta	(89.053.854)	(7.972.145)
Baja de quebrantos impositivos	(28.856.725)	(55.710)
Diferencias permanentes a la tasa del impuesto	5.790.443	5.178.050
Total pérdida por impuesto a las ganancias	(80.536.430)	9.856.277

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 4 - CAPITAL SOCIAL

El capital social de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 asciende a 146.988.378, encontrándose totalmente suscripto, integrado, emitido e inscripto a esa fecha. El capital social no ha sufrido variaciones durante los últimos diez ejercicios.

Conforme lo dispuesto en el artículo 206 de la Ley 19.550, la Sociedad se encontraría en situación de reducción obligatoria del capital social por insumir las pérdidas acumuladas la totalidad de las reservas y más del 50% del capital social. La Resolución General N° 592/11 de la CNV establece que por única vez la asamblea podrá imputar el pasivo por el reconocimiento de impuesto diferido de bienes de uso originado en la aplicación del ajuste por inflación contra rubros integrantes del capital social que no estén representados por acciones (capital social) o contra cuentas de ganancias reservadas (excluida la reserva legal).

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS

5.a) Convenio relativo a la orden de trabajo Nº 4322

El 25 de julio de 1990, el Gobierno de Italia autorizó a MedioCredito Centrale a otorgar al Gobierno de la República Argentina, un crédito financiero de hasta US$ 93.995.562 destinado a financiar la adquisición de bienes y la provisión de servicios de origen italiano, utilizados en la rehabilitación de cuatro grupos de la central termoeléctrica propiedad de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (“SEGBA”). Dicho crédito financió la adquisición de los bienes y servicios incluidos en la Orden de Trabajo Nº 4322 (la "Orden"), emitida por SEGBA a favor de un consorcio liderado por Ansaldo S.p.A. de Italia.

De acuerdo con los términos del "Convenio relativo a la orden de trabajo Nº 4322": (i) SEGBA otorgó a Endesa Costanera S.A. un mandato por el cual ésta administró la ejecución de las prestaciones contenidas en la Orden y ejecutó los trabajos y servicios que conforme a la Orden correspondían a SEGBA; y (ii) Endesa Costanera S.A. se obligó a pagar a la Secretaría de Energía de la Nación (la "Secretaría de Energía") las cuotas de capital e intereses que derivan del crédito otorgado por MedioCredito Centrale, a una tasa de 1,75 % anual (el "Convenio").

En garantía del cumplimiento de las obligaciones económicas asumidas por Endesa Costanera S.A., los compradores constituyeron una prenda sobre el total de las acciones de su propiedad. De producirse un incumplimiento que dé lugar a la ejecución de la garantía, la Secretaría de Energía podría proceder inmediatamente a la venta de las acciones prendadas mediante concurso público y podría ejercer los derechos políticos que corresponden a las acciones prendadas.

Por aplicación de la Ley Nº 25.561, el Decreto Nº 214/02 y sus disposiciones reglamentarias, la obligación de pago a cargo de Endesa Costanera S.A. emergente del Convenio ha quedado "pesificada" a la relación de cambio de un peso igual a un dólar estadounidense, con más la aplicación del coeficiente de estabilización de referencia (“CER”) y manteniendo la tasa de interés original de la obligación.

El 10 de enero de 2003, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto Nº 53/03 que modificó el Decreto Nº 410/02 incorporando un inciso j) en su artículo primero. Mediante esta norma se exceptúa de la "pesificación" a la obligación de dar sumas de dinero en moneda extranjera de los estados provinciales, municipalidades, empresas del sector público y privado al Gobierno Nacional originada en préstamos subsidiarios o de otra naturaleza y avales, originariamente financiados por organismos multilaterales de crédito, u originados en pasivos asumidos por el Tesoro Nacional y refinanciados con los acreedores externos.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

5.a) Convenio relativo a la orden de trabajo Nº 4322 (cont.)

Endesa Costanera S.A. considera que el préstamo resultante del Convenio no encuadra en ninguno de los supuestos previstos en el decreto Nº 53/03 y aún en el supuesto que se entendiera que encuadra existen sólidos fundamentos que determinan la inconstitucionalidad del decreto Nº 53/03, en tanto viola en forma manifiesta el principio de igualdad y el derecho de propiedad establecido en la Constitución Nacional. La contingencia máxima que se produciría de cumplirse el citado supuesto implicaría, al 31 de diciembre de 2011, una disminución patrimonial, neta de sus efectos impositivos, de aproximadamente pesos 83 millones. Cabe mencionar, que a la fecha de emisión de los presentes estados contables, la Secretaría de Energía no ha efectuado reclamo alguno por los pagos “pesificados” efectuados por Endesa Costanera S.A.

Asimismo, la reestructuración de la deuda pública llevada a cabo por el gobierno argentino en 2005 con el canje de bonos en tenencia de inversionistas privados, junto con la renegociación de la deuda con el Club de París, podrían afectar las obligaciones de dar sumas de dinero en moneda extranjera alcanzadas por el Decreto N° 53/03 antes mencionado.

En virtud de lo expuesto, la Dirección de la Sociedad opina que la cuestión descripta no generará un impacto adverso significativo sobre la situación patrimonial y los resultados de la Sociedad.

El 30 de mayo de 2011, la Sociedad ha cancelado la última cuota de capital del préstamo. Al 31 de diciembre de 2010, la deuda de Endesa Costanera S.A. con relación al Convenio en concepto de capital ascendía a pesos 8.090.012 (expuesta en el pasivo corriente).

5.b) Préstamo Credit Suisse International

El 29 de septiembre de 2005 Endesa Costanera S.A. formalizó con el Credit Suisse International un préstamo por US$ 30.000.000, en reemplazo de la deuda por préstamos recibidos de un grupo de bancos sindicados y JP Morgan Chase Bank quienes cedieron la totalidad del saldo pendiente de deuda a aquel.

El préstamo tenía un plazo total de 54 meses, amortizable en siete cuotas trimestrales iguales, venciendo la primera de ellas el 30 de septiembre de 2008 y la última el 31 de marzo de 2010, y devengaba una tasa LIBO de 90 días más 575 puntos básicos. La Sociedad ha cancelado las cinco primeras cuotas de capital por un importe total de US$ 21.428.570 más los intereses correspondientes.

Con fecha 30 de diciembre de 2009 la Sociedad formalizó con el Banco, la refinanciación de las cuotas cuyos vencimientos operaban el 31 de diciembre de 2009 y el 31 de marzo de 2010, por la suma de US$ 8.571.428, por un plazo de 1 año y devengando una tasa LIBO de 90 días más 1.200 puntos básicos. El 15 de diciembre de 2010 la Sociedad ha refinanciado nuevamente con el Banco los vencimientos de las cuotas que operaban en diciembre de 2010 y marzo de 2011, por la suma total de US$ 8.571.428, para el 15 de enero de 2012 (US$ 4.285.714) y el 30 de marzo de 2012 (US$ 4.285.714), devengando una tasa LIBO de 90 días más 1.100 puntos básicos.

Con fecha 20 de diciembre de 2011, la Sociedad, formalizó un nuevo préstamo con el Banco por US$ 10.000.000, de los cuales US$ 8.571.428 fueron destinados a cancelar anticipadamente los vencimientos de las cuotas que operaban en Enero y Marzo de 2012 y el saldo US$ 1.428.570 a capital de trabajo de la Sociedad. Dicho préstamo es amortizable en dos cuotas iguales, venciendo la primer cuota el 15 de Enero de 2013 (US$ 5.000.000) y la segunda el 30 de marzo de 2013 (US$ 5.000.000), devengando una tasa LIBO de 90 días más 1.100 puntos básicos.

Asimismo, la Sociedad mantiene una prenda con registro en primer grado sobre el ciclo combinado Siemens en favor del acreedor (Nota 6.b). Cabe mencionar que dicho préstamo contempla ciertas restricciones financieras, las cuales, a la fecha de emisión de los presentes estados contables, han sido cumplidas en su totalidad por la Sociedad.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

5.b) Préstamo Credit Suisse International (cont.)

La deuda al 31 de diciembre de 2011 de Endesa Costanera S.A. con relación a este préstamo en concepto de capital asciende a pesos 43.040.000 (expuesta en el no pasivo corriente), mientras que al 31 de diciembre de 2010 ascendía a pesos 34.079.998 (expuesta en el pasivo no corriente). Los intereses adeudados a esas fechas, expuestos en el pasivo corriente, ascienden a pesos 371.319 y pesos 55.513, respectivamente.

5.c) Préstamo Endesa Argentina S.A.

El 21 de diciembre de 2011 la Sociedad formalizó un préstamo por pesos 25.500.000 con Endesa Argentina S.A., empresa relacionada. El destino de los fondos es para capital de trabajo y el plazo de esta operación es por 30 días, devengando una tasa nominal anual del 29 %.

La deuda al 31 de diciembre de 2011 de Endesa Costanera S.A. con relación a este préstamo en concepto de capital asciende a pesos 25.500.000 (expuesta en el pasivo corriente) y los intereses adeudados al cierre, expuestos en el pasivo corriente, ascienden a pesos 202.603.

NOTA 6 - ACTIVOS DE DISPONIBILIDAD RESTRINGIDA

En virtud de lo dispuesto en el anexo VI-A al "Concurso Público Internacional para la Venta de las Acciones de Endesa Costanera Sociedad Anónima", se realizó la transferencia del dominio del inmueble (detallado en el Anexo A) sujeta a la condición resolutoria de que el mismo se encuentre afectado a ser asiento de una central eléctrica en funcionamiento por un plazo de veinticinco años a contar desde la toma de posesión. Si por cualquier circunstancia, el inmueble dejara de estar afectado a dicho fin durante el plazo indicado, el dominio se considerará revocado por esta causa, retornando la titularidad de dicho dominio en forma inmediata y de pleno derecho a SEGBA o, en su caso, al Estado Nacional.
Endesa Costanera S.A. mantiene a favor de Credit Suisse International una prenda con registro en primer grado del ciclo combinado Siemens por US$ 40.000.000.
Endesa Costanera S.A. ha entregado a favor de Mitsubishi Corporation una prenda con registro en primer grado sobre el ciclo combinado financiado hasta la suma de US$ 150.300.207.
Endesa Costanera S.A. ha prendado a favor de Mitsubishi Corporation, en segundo grado de privilegio, 26.632 acciones que posee en Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. por hasta un importe de US$ 13.100.000, en el marco de la reprogramación de vencimientos bajo el contrato de mantenimiento de largo plazo vigente entre ambas empresas, conforme al acuerdo de fecha 14 de marzo de 2011.
A los efectos de garantizar la devolución de los adelantos recibidos de CAMMESA para la financiación de los mantenimientos mayores que ascienden a pesos 11.454.667 (Nota 10), la Sociedad transfirió al HSBC Bank Argentina S.A. (fiduciario de la operación) la propiedad fiduciaria de los créditos en el Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) hasta la suma del adelanto.
La Sociedad constituyó derecho real de prenda en primer grado de privilegio sobre las acciones de Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. y Termoeléctrica José de San Martín S.A. (ver Anexo C) de la que es titular a fin de garantizar el fiel y puntual cumplimiento de las obligaciones asumidas en los denominados Contratos de Operación y Gerenciamiento del Mantenimiento de las Centrales Manuel Belgrano y Timbúes que se detallan en la Nota 13.a y cedió, en relación con eventuales penalizaciones y resarcimientos, el 50%, en cada caso, de las LVFVD (Liquidaciones de ventas con fecha de vencimiento a definir) de su titularidad que fueran ofertadas al FONINVEMEM según el Acuerdo Definitivo, las cuales ascienden a pesos 131.410.978 y pesos 137.096.481 al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente (Nota 13).

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 7 - RESTRICCIONES SOBRE DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS

a) De acuerdo con la Ley de Sociedades Comerciales y el Estatuto Social debe transferirse a la reserva legal el 5% de las ganancias del ejercicio, hasta que la reserva legal alcance el 20% del capital social, expresado en moneda constante.

De acuerdo con la Ley N° 25.063, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas determinadas conforme a la normativa tributaria vigente, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo.

b) Adicionalmente, en virtud de lo previsto en la cláusula 7.04 (b) del contrato con el Credit Suisse International, la Sociedad presenta las siguientes restricciones para realizar distribución de dividendos a sus accionistas: si la Sociedad cumple con un Leverage ratio menor o igual a 4, entonces se podrá distribuir dividendos hasta la suma de US$ 5.000.000 por año; si el Leverage ratio es menor o igual a 3 entonces se podrá distribuir dividendos hasta la suma de US$ 10.000.000 por año.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 8 – INVERSIONES TEMPORARIAS, CRÉDITOS Y DEUDAS - VENCIMIENTOS Y TASAS DE INTERÉS

Los plazos de vencimientos y las tasas de interés o actualización de los saldos al 31 de diciembre de 2011 de inversiones temporarias, créditos y deudas son:

1. Inversiones temporarias y créditos al 31 de diciembre de 2011


			RUBRO
			Inversiones temporarias	Créditos por ventas	Otros créditos	Totales
	Más de 3 años	$	-.-	178.593.301	3.924.840	182.518.141
%	-.-	(7)	(7)	-.-
	Hasta 3 años	$	-.-	-.-	1.195.244	1.195.244
%	-.-	-.-	(7)	-.-
Plazo Vencido	Hasta 2 años	$	-.-	-.-	882.542	882.542
%	-.-	-.-	(7)	-.-
	Hasta 1 año	$	-.-	-.-	408.038	408.038
%	-.-	-.-	(7)	-.-
	Previsión Incobrables	$	-.-	(178.593.301)	(6.410.664)	(185.003.965)
%	-.-	(7)	(7)	-.-
	Hasta 3	$	20.657	394.349.552	31.120.564	425.490.773
	meses	%	(1)	(6)	(3)	-.-
	4 a 6	$	-.-	-.-	4.245.423	4.245.423
	meses	%	-.-	-.-	(3)	-.-
Plazo a	7 a 9	$	-.-	-.-	3.997.701	3.997.701
Vencer	meses	%	-.-	-.-	(4)	-.-
	10 a 12	$	-.-	-.-	3.997.701	3.997.701
	meses	%	-.-	-.-	(4)	-.-
	Hasta	$	-.-	-.-	15.990.803	15.990.803
	Año 2	%	-.-	-.-	(4)	-.-
	Más de 2 años	$	-.-	-.-	99.429.372	99.429.372
%	-.-	-.-	(4)	-.-
Sin plazo		$	-.-	123.163.908	-.-	123.163.908
		%	-.-	(2) (5)	-.-	-.-
Totales		$	20.657	517.513.460	158.781.564	676.315.681

Tasa nominal anual promedio de 0,15 % para inversiones en dólares estadounidenses.
Generan intereses a la tasa obtenida por CAMMESA para sus inversiones.
Incluyen $ 3.997.701 que generan intereses según Nota 13.a.
Generan intereses según Nota 13.a.
Expuestos $ 42.676.364 en el activo corriente y $ 80.487.544 en el activo no corriente.
Incluyen $ 292.148.146 que generan intereses a la tasa obtenida por CAMMESA para sus inversiones.
No devengan intereses.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 8 – INVERSIONES TEMPORARIAS, CRÉDITOS Y DEUDAS - VENCIMIENTOS Y TASAS DE INTERÉS (cont.)

1. Deudas al 31 de diciembre de 2011


			RUBRO
			Cuentas por pagar	Deudas bancarias y financieras	Remuneraciones y cargas sociales	Cargas fiscales	Otras deudas	Totales
	Más de 3 años	$ %	20.717.104 (5)	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	20.717.104 -.-
Plazo vencido	Hasta 3 años	$ %	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-
	Hasta 3 meses	$ %	831.362.671 (3)	255.856.417 (1)	46.092.698 (5)	29.769.172 (5)	675.986 (5)	1.163.756.944 -.-
	4 a 6 meses	$ %	4.295.500 12,50	21.475.742 (2)	-.- -.-	684.216 (5)	-.- -.-	26.455.458 -.-
Plazo a	7 a 9 meses	$ %	58.396.532 (4)	6.153.096 18.85	-.- -.-	684.216 (5)	-.- -.-	65.233.844 -.-
vencer	10 a 12 meses	$ %	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-
	Año 2	$ %	106.468.243 7,42	43.040.000 11,40	-.- -.-	2.801.280 (5)	-.- -.-	152.309.523 -.- -.-
	Más de 2 años	$ %	386.612.143 7,42	-.- -.-	13.049.008 (6)	17.418.234 (5)	-.- -.-	417.079.385 -.-
Sin plazo		$ %	-.- -.-	-.- -.-	-.- -.-	144.340.909 (5) (6)	-.- -.-	144.340.909 -.-
Totales		$	1.407.852.193	326.525.255	59.141.706	195.698.027	675.986	1.989.893.167

(1) Incluyen US$ 7.111.997 a una tasa de 5,753% TNA, US$ 700.000 a una tasa de 3,60% TNA, $ 20.050.000 a una tasa de 29,00 % TNA, $ 7.500.000 a una tasa de 29,00 % TNA,$ 10.000.000 a una tasa de 21,50 % TNA, $ 25.000.000 a una tasa de 18,25 % TNA, $ 1.500.000 a una tasa de 26,00 % TNA, $ 5.400.000 a una tasa de 24,00 % TNA, $ 6.250.000 a una tasa de 30,00 % TNA, $ 2.000.000 a una tasa de 24,00 % TNA, $ 8.000.000 a una tasa de 16,00 % TNA, $ 15.000.000 a una tasa de 29,50 % TNA, $ 5.000.000 a una tasa de 29,50 % TNA, $ 9.715.000 a una tasa de 27,25 % TNA, $ 10.700.000 a una tasa de 17,90 % TNA, $ 25.000.000 a una tasa de 27,50 % TNA, $ 6.000.000 a una tasa de 20,00 % TNA, $ 2.000.000 a una tasa de 27,50 % TNA, $ 9.000.000 a una tasa de 23,50 % TNA, $ 12.000.000 a una tasa de 24,00 % TNA, $ 1.813.520 a una tasa de 18,85 % TNA, $ 1.841.617 a una tasa de 18,85 % TNA, $ 1.870.149 a una tasa de 18,85 % TNA, $ 1.899.125 a una tasa de 18,85 % TNA, ,$ 3.000.000 a una tasa de 19,25 % TNA, ,$ 1.000.000 a una tasa de 25,00 % TNA, ,$ 1.000.000 a una tasa de 28,00 % TNA, y $ 25.500.000 a una tasa de 29,00 % TNA. El resto no devenga intereses.

(2) Incluyen $ 7.400.000 a una tasa de 28,25 % TNA, $ 8.200.000 a una tasa de 16,25 % TNA, $ 1.928.547 a una tasa de 18,85 % TNA , $ 1.958.426 a una tasa de 18,85 % TNA y $ 1.988.769 a una tasa de 18,85 % TNA.

(3) Incluyen US$ 13.639.702 a una tasa de 7,42 % y 3 cuotas de $ 1.431.833 a una tasa de 12,50 % TNA. El resto no devenga intereses.

(4) Incluyen US$ 12.902.617 a una tasa de 7,42 % TNA y 2 cuotas de $ 1.431.833 a una tasa de 12,50 % TNA.

(5) No devengan intereses.

(6) Expuestos en largo plazo.

(7) Expuestos en corto plazo.

TNA = Tasa nominal anual.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 9 - INSTALACIÓN DE UNA PLANTA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO

El 29 de noviembre de 1996, se firmó un contrato con la firma Mitsubishi Corporation de Japón por la instalación de una planta llave en mano de generación de energía eléctrica de ciclo combinado en el predio de Endesa Costanera S.A. Este ciclo combinado, que agregó 852 MW de potencia bruta al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), está compuesto por dos turbinas a gas modelo 701 F, de 264,3 MW cada una en condiciones ISO, con sendas calderas recuperadoras de calor que, con fuego adicional, producen el vapor suficiente para impulsar una turbina de vapor de 322,6 MW.

El contrato original incluía la financiación de US$ 192,5 millones, a 12 años de plazo contados a partir de la recepción provisoria del proyecto, con una tasa fija de 7,42 % anual y amortización semestral de capital e intereses.

Los acontecimientos acaecidos en la economía argentina durante el transcurso del año 2002 y sus efectos en el mercado en el cual opera la Sociedad (ver Notas 12 y 13) motivaron diversas reestructuraciones parciales al financiamiento obtenido en el citado contrato, que permitieron postergar los plazos de pago de los vencimientos que originalmente operaron entre los años 2002 a 2010 en idénticas condiciones a las originalmente pactadas.

Con fecha 20 de abril de 2011 y 16 de enero de 2012, la Sociedad ha formalizado con Mitsubishi Corporation los acuerdos para la reprogramación (en idénticas condiciones a las originalmente pactadas) de los vencimientos operados en marzo de 2011 (US$ 17,08 millones) y septiembre de 2011 (US$ 17,56 millones), estableciéndose las nuevas fechas de vencimiento el 30 de marzo de 2016 y 30 de septiembre de 2016, respectivamente. El monto reprogramado el 16 de enero de 2012 ha sido clasificado en el rubro Cuentas por pagar del pasivo no corriente al 31 de diciembre de 2011.

En garantía de las obligaciones contraídas, Endesa Costanera S.A. entregó a favor de Mitsubishi Corporation una prenda con registro en primer grado sobre el activo financiado, cuyo monto fue variando en función a las nuevas financiaciones obtenidas.

El saldo adeudado por dicho financiamiento al 31 de diciembre de 2011 asciende a pesos 722.667.486, de los cuales pesos 229.587.100 se exponen en el pasivo corriente y pesos 493.080.386 en el pasivo no corriente. Al 31 de diciembre de 2010 asciende a pesos 640.946.470, de los cuales pesos 217.634.376 se exponen en el pasivo corriente y pesos 423.312.094 en el pasivo no corriente.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 10 – FINANCIACION DE MANTENIMIENTOS MAYORES

El 23 de octubre de 2008 y el 26 de junio de 2009, la Sociedad formalizó dos contratos con CAMMESA en el marco de la Resolución de la SE N°146/02 para el Mantenimiento Mayor del ciclo combinado Siemens y Mitsubishi respectivamente, los montos recibidos fueron de pesos 38.357.000 y pesos 25.773.000, respectivamente. La suma percibida por el acuerdo del 23 de octubre de 2008 se devuelve en 12 cuotas mensuales y consecutivas de pesos 3.196.417 y, la suma percibida del acuerdo del 26 de junio de 2009 se devuelve en 18 cuotas mensuales y consecutivas de pesos 1.431.833, a partir del doceavo mes de la firma del contrato, a las cuales se les aplicará la tasa de interés equivalente al rendimiento medio obtenido por CAMMESA en sus colocaciones financieras. Cabe mencionar que a la fecha de emisión de los presentes estados contables ya se habían cancelado la totalidad de las cuotas correspondientes al contrato para el Mantenimiento Mayor del ciclo combinado Siemens y 10 de las 18 cuotas correspondientes al contrato para el Mantenimiento Mayor del ciclo combinado Mitsubishi.

El saldo adeudado al 31 de diciembre de 2011 por las referidas financiaciones asciende a pesos 11.454.667, que se exponen en el pasivo corriente. Al 31 de diciembre de 2010 por las referidas financiaciones asciende a pesos 34.572.532, de los cuales pesos 25.981.532 se exponen en el pasivo corriente y pesos 8.591.000 en el pasivo no corriente.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 11 - SALDOS Y OPERACIONES CON SOCIEDADES ART. 33 LEY Nº 19.550 Y OTRAS PARTES RELACIONADAS


	Créditos por ventas	Cuentas por pagar	Deudas Bancarias y financieras	Ingresos netos por ventas	Costos de Explotación	Servicios prestados (2)	Resultados financieros y por tenencia (5)
Endesa Cemsa S.A.
31/12/11	85.301.849	162.520.864	-.-	83.210.803	396.970.381	-.-	-.-
31/12/10	74.751.305	146.251.835	-.-	63.976.354	452.825.280	-.-	-.-
Companhia de Interconexão Energética S.A.
31/12/11	189.087.608	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
31/12/10	117.114.884	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
Edesur S.A.
31/12/11	28.867	-.-	-.-	224.620	-.-	-.-	-.-
31/12/10	13.343	-.-	-.-	271.788	-.-	-.-	-.-
Hidroeléctrica El Chocón S.A.
31/12/11	153.591	-.-	-.-	-.-	-.-	1.406.912	-.-
31/12/10	267.688	-.-	-.-	-.-	-.-	1.155.918	-.-
Endesa Chile (1) (3)
31/12/11	-.-	11.203.678	30.947.037	-.-	-.-	-.-	1.733.025
31/12/10	-.-	11.203.678	28.568.289	-.-	-.-	-.-	2.907.984
Endesa Argentina S.A. (1) (4)
31/12/11	-.-	9.513.426	25.702.603	-.-	-.-	-.-	202.603
31/12/10	-.-	9.513.426	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
Compañía Eléctrica San Isidro S.A.
31/12/11	-.-	60.486.992	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
31/12/10	-.-	55.877.389	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
Compañía de Transmisión del Mercosur S.A.
31/12/11	-.-	69.697.955	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
31/12/10	-.-	4.773.833	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
Subtotales
31/12/11	274.571.915	313.422.915	56.649.640	83.435.423	396.970.381	1.406.912	1.935.628
31/12/10	192.147.220	227.620.161	28.568.289	64.248.142	452.825.280	1.155.918	2.907.984
Previsión para deudores de cobro dudoso
31/12/11	(178.320.424)	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
31/12/10	(165.858.068)	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-	-.-
TOTALES
31/12/11	96.251.491	313.422.915	56.649.640	83.435.423	396.970.381	1.406.912	1.935.628
31/12/10	26.289.152	227.620.161	28.568.289	64.248.142	452.825.280	1.155.918	2.907.984

Contrato de Operación según lo previsto en el Pliego de Bases y Condiciones del Concurso Público Internacional.
Neteados en los Gastos de administración y comercialización.
Incluye 337.002 y 290.989 de intereses devengados a pagar al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente.
Incluye 202.603 de intereses devengados a pagar al 31 de diciembre de 2011.
Expuestos en la línea intereses generados por pasivos del Estado de Resultados.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 12 - RESTRICCIONES EN LA FORMACIÓN DEL PRECIO SPOT- RESOLUCIÓN SE N° 240/03

La energía generada por la Sociedad es comercializada en el MEM bajo dos modalidades: en el Mercado a Término por contratos entre partes y en el Mercado Spot a precio horario en función de la oferta y la demanda.

Debido a desadaptaciones normativas provocadas por la Secretaría de Energía (“SE”) consistentes en la no sanción de un precio estacional de energía suficiente para atender los costos de producción, durante los últimos años el Mercado Eléctrico Mayorista funciona con déficit en el Fondo de Estabilización.

A fin de no profundizar el quebranto derivado de la insuficiencia de ingresos para el Fondo mencionado y hasta tanto el precio estacional no sea sancionado a un valor de equilibrio, la Autoridad ha intervenido en el mercado de formación de Precios Spot mediante la puesta en vigencia, entre otras, de la Resolución SE N° 240/03. Según esta Resolución, de carácter transitorio pero aún hoy vigente, el precio spot horario de venta de energía resulta desvinculado de la señal de escasez de combustibles rompiéndose definitivamente con el sistema de fijación de precios en función del costo económico de operación del sistema eléctrico. Debido a la escasez de gas natural y al incremento del uso de combustibles líquidos, dicha norma fijó el precio partiendo de la premisa de que todas las máquinas térmicas utilizan gas natural como combustible, independientemente del que efectivamente utilicen para operar.

Si bien los volúmenes de producción resultan de un despacho económico de mínimo costo, el precio de venta de energía surge de un ordenamiento de máquinas a las que se le supone plena disponibilidad de gas. De esta forma, el costo de las maquinas térmicas con combustible líquido y el valor del agua utilizado para el despacho económico en centrales con capacidad de embalse no participan en la formación del precio. Por lo expuesto, la Sociedad ha visto disminuidos sus ingresos por venta de energía en el Mercado Spot y por arrastre en el Mercado a término, respecto de los que corresponderían sin dicha resolución. Son plenamente exigibles al Gobierno los compromisos asumidos para dejar sin efecto la aplicación de dicha Resolución que además dispuso que CAMMESA operará despachando primero la generación disponible cualquiera resulte su costo antes de aplicar restricciones en la demanda, y que en el caso de resultar necesario aplicar restricciones a la demanda, el precio “Spot” máximo será de 120 $/MWh.

En este contexto, ante la situación económica y financiera de la Sociedad derivada del déficit del sistema, en el mes de julio del año 2009 la Sociedad envió una nota a la Secretaria de Energía con el fin de solicitar el cumplimiento de los acuerdos asumidos en la Resolución SE N° 1427/04 ratificada por la Resolución MPFIPyS N° 1506/06 y la implementación urgente de las medidas regulatorias necesarias e indispensables que permitieran revertir dicha situación.

Los compromisos asumidos por el Gobierno Nacional en la Resolución SE Nº 1427/04, consignados en dicha nota, que aún permanecen incumplidos, son aquéllos relacionados con la negativa injustificada de sancionar un precio estacional que cubra como mínimo los costos monómicos totales del MEM que resulten de la aplicación de la Resolución SE

Nº 240 del 14 de agosto de 2003 o, en su defecto, de implementar las medidas necesarias a fin de integrar la compensación comprometida en la citada Resolución 1427/04 que permita cubrir como mínimo dichos costos.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 12 - RESTRICCIONES EN LA FORMACIÓN DEL PRECIO SPOT- RESOLUCIÓN SE N° 240/03 (cont.)

Durante el primer trimestre del ejercicio 2010 se produjo la habilitación comercial de las centrales TMB y TJSM (ver nota 13.a), lo cual genera nuevas obligaciones para el Gobierno Nacional, entre las que deben destacarse las previstas en la Resolución 1427/04 y en la Resolución 1193/05:

remunerar la potencia puesta a disposición en las horas en que se remunera la potencia al equivalente en pesos de lo que se abonaba previo al dictado de la Ley Nº 25.561; esto implica que a partir de dicha operación comercial la potencia deberá ser remunerada en el equivalente a US$ 10; y
con respecto a la energía, dejar sin efecto la Resolución SE Nº 240 del 14 de agosto de 2003 y remunerar a los generadores con el Precio Marginal del Sistema sancionado de conformidad con lo establecido en el Anexo 13 de "LOS PROCEDIMIENTOS", en un mercado "Spot" libre, teniendo en cuenta el costo de la energía no suministrada y con un valor del agua que represente el valor de reemplazo térmico y estableciendo como base para el cálculo los costos variables de producción (CVP), siendo el CVP máximo a reconocer igual al precio de referencia más el quince por ciento (15%).

Cabe poner de relieve la importancia de que el Gobierno Nacional cumpla oportunamente, por lo menos con las dos medidas mencionadas precedentemente, lo cual sería un paso fundamental para comenzar a reconstituir el negocio de la Sociedad, hoy seriamente afectado por el efecto de las Resoluciones SE Nº 240/2003 y 406/2003.

A mediados del mes de febrero del año 2010 y en diciembre de 2011, los principales grupos empresarios privados del Mercado Eléctrico Argentino emitieron una nota en común para manifestar ante el Sr. Secretario de Energía la necesidad de dar cumplimiento a los compromisos asumidos oportunamente.

El día 25 de noviembre de 2010 se firmó entre la Secretaría de Energía y las principales empresas de generación de energía eléctrica, entre ellas la Sociedad, el “ACUERDO PARA LA GESTIÓN Y OPERACIÓN DE PROYECTOS, AUMENTO DE LA DISPONIBILIDAD DE GENERACION TERMICA Y ADAPTACIÓN DE LA REMUNERACION DE LA GENERACION 2008-2011” (en adelante el “Acuerdo”).

Este Acuerdo tiene como objeto establecer el marco, las condiciones y los compromisos a asumir por las partes para continuar con el proceso de adaptación del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM), viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de energía y potencia en dicho Mercado, determinar un mecanismo para la cancelación de las acreencias consolidadas de los generadores correspondientes al período comprendido entre el 1° de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011 así como el reconocimiento de la remuneración global que corresponde a los Agentes Generadores del MEM que adhieran a dicho Acuerdo.

El Acuerdo estableció un incremento en la remuneración mensual por la “Potencia Puesta a Disposición” de los generadores térmicos adherentes y en los valores máximos reconocidos para los costos variables de mantenimiento y otros no combustibles (O&M), condicionado al cumplimiento de ciertos objetivos de disponibilidad en el último trimestre (móvil), fijados por tecnología y en función de la disponibilidad obtenida en el período 2007-2009.

Con fecha 13 de junio de 2011 fue emitida la Nota S.E. 4266/11 con efecto retroactivo a mayo de 2011 en la que se instruye a CAMMESA a no aplicar la remuneración adicional del Acuerdo de Generadores en aquellas horas en que hayan sido verificadas limitaciones de disponibilidad, en el período de control. Son alcanzadas por esta condición las máquinas con posibilidades de operar con más de un combustible a las que se les deba asignar gas por limitaciones técnicas de generación con combustible alternativo o las que tengan limitaciones para la operación con gas natural y se encuentren generando o disponibles con combustible alternativo.

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NOTA 12 - RESTRICCIONES EN LA FORMACIÓN DEL PRECIO SPOT- RESOLUCIÓN SE N° 240/03 (cont.)

Adicionalmente, la Sociedad se ha comprometido a aportar las Liquidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir (“LVFVD”), no comprometidas a la adenda firmada con CAMMESA bajo la Resolución S.E. 724/08, generadas y a generarse durante el período comprendido entre el 1 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011 para la construcción de nuevas plantas de generación, las que se llevará a cabo de manera conjunta por los generadores que suscribieron el Acuerdo y la Secretaría de Energía. Dicho aporte será devuelto una vez adicionada la tasa de interés estipulada en el Artículo 3° de la Resolución SE N° 406/03 y convertido a moneda estadounidense (U$S) a la fecha de la firma del acuerdo, en 120 cuotas mensuales iguales y consecutivas, a partir de la habilitación comercial del nuevo proyecto, con mas un rendimiento anual equivalente al obtenido de aplicar una tasa LIBO 30 días más 5 %. A fin de fijar las pautas de instrumentación del Acuerdo, las partes comprometieron ciertos plazos para firmar addendas complementarias. En caso de no llegar a un acuerdo para dicha instrumentación, las partes podrán dar por resuelto el acuerdo sin responsabilidad alguna para ellas.

El 10 de marzo de 2011, mediante nota SE N° 1593/11, la Secretaría de Energía comunicó su aprobación al proyecto de generación presentado a fines del 2010 por SADESA, DUKE y las empresas de generación en las que participa el Grupo ENDESA (la Sociedad, Hidroeléctrica El Chocón S.A. y Central Dock Sud S.A.), (en conjunto “las Generadoras”), en el marco del acuerdo mencionado. El mismo consiste en un ciclo combinado de aproximadamente 800 MW a ser instalado en forma adyacente a Termoeléctrica San Martín, central del FONINVEMEM ubicada en la Provincia de Santa Fé.

Asimismo, el 12 de abril de 2011, se firmó la primer Addenda al Acuerdo, que requiere que las Generadoras conformen una “Sociedad Gerente” para gerenciar el proyecto (gestión de compra, construcción, operación y mantenimiento del ciclo combinado del proyecto), y fija pautas para la participación accionaria del Estado Nacional y de las Generadoras en la Sociedad Gerente. Consecuentemente, con fecha 11 de mayo de 2011 las generadoras constituyeron la sociedad Central Vuelta de Obligado S.A. (VOSA). Esta sociedad cuenta con un capital inicial de pesos 500.000. La Sociedad participa del 1,3% del capital social con derecho a voto.

Con fecha 16 de mayo de 2011 se suscribió el Contrato de Fideicomiso “Central Vuelta de Obligado”, entre CAMMESA en carácter de Fiduciante, Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (BICE) en carácter de Fiduciario, la Secretaría de Energía de la Nación, en su carácter de autoridad regulatoria del mercado eléctrico mayorista, VOSA aceptando las obligaciones a su cargo y el mandato del Capítulo V de dicho contrato, y los accionistas de la nueva sociedad a los fines de garantizar la ejecución de la construcción y operación de la central de generación del proyecto. Las sociedades garantes – entre las cuales se encuentra Endesa Costanera S.A. – se han comprometido a garantizar las obligaciones de VOSA bajo los Contratos de Gerenciamiento de Construcción (CGC) y de Gerenciamiento de Operación y Gestión del Mantenimiento (COyM) a suscribir por esta última con el Fideicomiso, y ceder en garantía, a favor del Fiduciante, los derechos de cobro que le confieren las LVFVD 2008-2011, dentro de los plazos y con la forma y alcances que surjan del CGC y/o del COyM.

Por su parte, la Secretaría de Energía aprobó el Pliego de Licitación de la Central de Ciclo Combinado por 800 MW confeccionado oportunamente por el equipo de trabajo de VOSA. El 24 de noviembre de 2011 se recibieron cuatro ofertas, correspondientes a las empresas participantes del concurso, Alstom, Ansaldo, General Electric y Siemens. Al cierre del presente ejercicio, se estaban analizando las ofertas presentadas, previéndose realizar la adjudicación durante el mes de febrero del año 2012 y posterior firma del contrato, sujeto ello, a la aprobación de las instancias correspondientes.

Las “LVFVD” aportadas al proyecto serán registradas en moneda estadounidense cuando la Sociedad considere que los hechos y circunstancias que permitan su reconocimiento estén asegurados con certeza. Como consecuencia de la firma del mencionado acuerdo, la Sociedad ha clasificado sus “LVFVD” aportadas al proyecto al 31 de diciembre de 2011 por pesos 80.487.544 (Nota 3.d) dentro del activo no corriente.

Todo lo anterior se ha traducido en la necesidad imperiosa de que se implementen medidas regulatorias necesarias e indispensables que permitan revertir la situación por la que atraviesa la Sociedad. Mientras tanto, sus resultados operacionales y su situación económica y financiera se sigue deteriorando por la falta de ajuste de la regulación vigente.

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NOTA 13 - RESTRICCIONES EN EL COBRO DE ACREENCIAS A CAMMESA - RESOLUCIÓN SE N° 406/03 – FONINVEMEM

a) Fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el MEM “FONINVEMEM”

Desde que la Secretaría de Energía intervino en el mercado mediante el dictado de la Resolución SE N° 406/03 con vigencia a partir del 1° de septiembre de 2003, la Sociedad recibe parcialmente el pago del precio de sus ventas mensuales al mercado spot, quedando el remanente computado como LVFVD. En efecto, dicha Resolución dispone un orden de prioridad a aplicar para la consolidación de las deudas a favor de los acreedores del MEM en caso de no existir recursos suficientes.

En la medida que los recursos disponibles para abonar totalmente las acreencias de los Agentes del MEM resulten insuficientes por razones ajenas a mora en el pago de los agentes deudores del MEM, serán consolidados, a fin de cada mes, los saldos impagos, devengando una tasa de interés equivalente al rendimiento medio mensual obtenido por CAMMESA en sus colocaciones financieras hasta la cancelación de los saldos impagos correspondientes.

Las causas del dictado del la Resolución SE. Nº 406/03 fueron el marco de la actual emergencia económica y pública por la que atravesaba el país, lo que se merituó conveniente establecer un mecanismo transitorio para la asignación de los recursos escasos e insuficientes para afrontar las acreencias de los Agentes del MEM, buscando privilegiar el pago de los costos aceptados, con el objeto de preservar el abastecimiento de aquellas demandas que no se encuentran respaldadas por Contratos de Energía en el Mercado a Término.

Con el objeto de administrar los recursos económicos con destino a las inversiones que permitieran incrementar la oferta de energía eléctrica hacia el año 2007, fue creado mediante la Resolución SE N° 712/04 el "Fondo para inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el MEM" (en adelante, “FONINVEMEM”), destinando al mismo los montos de las referidas acreencias correspondientes a las LVFVD del período comprendido entre enero de 2004 y diciembre de 2006 inclusive.

El 6 de diciembre de 2004, la Secretaría de Energía emitió la Resolución SE N° 1427/04 convocando a todos los Agentes Privados Acreedores del MEM con LVFVD a manifestar formalmente su decisión de participar en la conformación del FONINVEMEM. Asimismo, la citada Resolución incluía el “Acta de Adhesión para la Readaptación del Mercado Eléctrico Mayorista”, con el objeto de fijar las pautas básicas sobre las cuales se readaptará el MEM, entendiéndose por tal readaptación a la acción de recomponer el funcionamiento regular del MEM como un mercado competitivo, con oferta suficiente, en el cual los Generadores, Distribuidores, Comercializadores, Participantes y Grandes Usuarios de energía puedan comprar y vender electricidad a precios determinados por la oferta y la demanda, sin distorsiones reglamentarias y en el marco establecido por la Ley N° 24.065. A esos efectos, se establecieron los lineamientos generales, y aspectos esenciales de organización, en base a los cuales se gestionarían las ampliaciones objeto de la Resolución SE N° 826/04 y los compromisos que asumirían la Secretaría de Energía y los Agentes Privados que adhirieran.

La decisión de la Sociedad de adherir al FONINVEMEM, con fecha 17 de diciembre de 2004 mediante la firma del Acta de Adhesión para la Readaptación del Mercado Eléctrico Mayorista, no modifica la condición de las LVFVD en cuanto a que respecto de aquellas acreencias impagas a la fecha, no se ha producido su vencimiento ni las mismas han sido percibidas o canceladas, por lo cual no se ha producido el nacimiento del hecho imponible frente al impuesto al valor agregado.

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NOTA 13 - RESTRICCIONES EN EL COBRO DE ACREENCIAS A CAMMESA - RESOLUCIÓN SE Nº 406/03 – FONINVEMEM (cont.)

Con fecha 17 de octubre de 2005, la Sociedad suscribió el “Acuerdo definitivo para la gestión y operación de los proyectos para la readaptación del MEM en el marco de la Resolución SE N° 1427/04”, y aceptada su participación en aquel por la Resolución SE N° 1371/05. En dicho acuerdo se establecieron, entre otras cuestiones:

el compromiso de las empresas generadoras suscriptoras de dicho acuerdo destinado a la construcción de dos centrales de tipo ciclo combinado de al menos 800 MW cada una, para aportar al MEM la energía generada durante diez años contados desde su puesta en servicio mediante un contrato de abastecimiento de energía eléctrica celebrado con CAMMESA;
la conformación por parte de los generadores de dos Sociedades Generadoras responsables por la gestión de compra del equipamiento, la construcción, la operación y el mantenimiento de cada una de las Centrales instaladas, cuyos activos les serán transferidos sin cargo una vez culminado el contrato de abastecimiento;
recibir, a partir de la habilitación comercial de tales centrales, el pago en 120 cuotas iguales y consecutivas de sus acreencias, representadas por las LVFVD, convertibles a dólares estadounidenses, con un rendimiento anual equivalente al obtenido de aplicar la tasa LIBO anual más 1%; y
que el referido acuerdo de abastecimiento tendrá una retribución que incluirá, además de todos los costos fijos y variables incurridos en la normal operación y mantenimiento de las centrales, una única remuneración por gestión comprometida para las sociedades generadoras, fijada en US$/MWh.

El 13 de diciembre de 2005 se constituyeron las empresas generadoras Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. (“TMB”) y Termoeléctrica José de San Martín S.A. (“TJSM”), las que tienen a cargo dichos proyectos y en las cuales la Sociedad posee sendas participaciones en los respectivos capitales sociales con derecho a voto del 5,51% (Anexo C). Con fecha 11 de mayo se acordó la recomposición accionaria en función de lo previsto en la resolución de la Secretaría de Energía N° 1193/05. De conformidad con lo dispuesto, la participación accionaria que la Sociedad posee en los respectivos capitales sociales con derecho a vota pasa a ser del 5,326% (Anexo C). Al 31 de diciembre de 2011, dicho reajuste de la participación accionaria de pesos 1.792 se encuentra pendiente de cobro.

El 4 de abril de 2006 se firmaron los fideicomisos entre CAMMESA -en ejercicio de sus funciones de Organismo Encargado del Despacho- como fiduciante, el Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. (“BICE”) como fiduciario, y

la Secretaría de Energía de la Nación como Autoridad Regulatoria del MEM, para iniciar la conformación de los respectivos Patrimonios Fideicomitidos a los efectos de la construcción, mantenimiento y operación de las centrales de generación eléctrica de ciclo combinado a ser construidas en Campana, Provincia de Buenos Aires (TMB) y Timbúes, Provincia de Santa Fe (TJSM).

El 13 de octubre de 2006 se suscribieron los Contratos de Gerenciamiento de Construcción de ambas centrales, entre BICE como Fiduciario de los respectivos Fideicomisos Comitentes; TMB y TJSM, como Sociedades Gerentes de los respectivos Proyectos; el Poder Ejecutivo Nacional - Secretaría de Energía de la Nación, como Autoridad Regulatoria del MEM; y Endesa Costanera S.A. y el resto de las compañías de generación eléctrica que participan en el FONINVEMEM, en su carácter de garantes del cumplimiento de las obligaciones asumidas por TMB y TJSM en el marco de dichos contratos. En conexión con dichos contratos la Sociedad (i) constituyó derecho real de prenda en primer grado de privilegio sobre las acciones de TMB y TJSM de las que es titular a favor del Fiduciario y en beneficio exclusivo de los respectivos Fideicomisos a fin de garantizar el fiel y puntual cumplimiento de las obligaciones asumidas en ellos; y (ii) cedió en garantía del fiel y puntual pago de los eventos penalizables y los daños resarcibles bajo los referidos contratos, a favor de los mencionados Fideicomisos, los derechos que le confiere el 50%, en cada caso, de las LVFVD de su titularidad que fueran ofertadas al FONINVEMEM según el Acuerdo Definitivo (Ver Nota 6.e).

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NOTA 13 - RESTRICCIONES EN EL COBRO DE ACREENCIAS A CAMMESA - RESOLUCIÓN SE Nº 406/03 – FONINVEMEM (cont.)

El 31 de mayo de 2007, la Secretaría de Energía, emitió la Resolución SE N° 564/07 convocando a todos los agentes privados acreedores del MEM, a manifestar formalmente su decisión de participar en la conformación del FONINVEMEM sometiendo a su régimen el 50% del total de las LVFVD correspondientes al período comprendido entre enero y diciembre de 2007 representativas de los saldos del inc. c) del artículo 4° de la Resolución SE N° 406/03 del referido período (en adelante, “LVFVD 2007”)

Con fecha 15 de junio de 2007, Endesa Costanera S.A. manifestó su decisión de adherir bajo la alternativa de sólo destinar el 50% de las LVFVD 2007 a ello, sin obligación de incrementar la participación en el financiamiento para la construcción de las centrales TMB y TJSM (“el Financiamiento”) y sin derecho a incrementar la participación accionaria, en las Sociedades Generadoras en la proporción correspondiente, los montos relativos a las LVFVD 2007 se cancelaran en 120 cuotas iguales y consecutivas, en dólares estadounidenses según el mencionado acuerdo de dolarización, con un rendimiento de LIBOR más 2% (si adhirieran todos los generadores que previamente adhirieron y aportaron sus LVFVD al FONINVEMEM durante el período 2004-2006) o LIBOR más 1.5%, si no adhirieran la totalidad de los generadores.

Con fecha 7 de enero y 2 de febrero de 2010, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de las turbinas de vapor de las centrales TMB y TJSM respectivamente, con lo cual quedaron habilitados los ciclos combinados en su totalidad. La operación en ciclo combinado determinó la entrada en vigencia del Contrato para la Operación y gestión del Mantenimiento de las centrales y el Contrato de Abastecimiento. Conforme lo acordado, el precio del Contrato de Abastecimiento contempla todos los costos fijos y variables de producción y comercialización de las centrales, un honorario por los servicios de gerenciamiento y los fondos necesarios para el recupero de las deudas incurridas con los generadores para el financiamiento de la obra. En ese sentido, desde el mes de febrero de 2010, la Sociedad viene percibiendo el cobro cancelatorio de las cuotas en dólares estadounidenses correspondientes a sus acreencias representadas por las LVFVD más los intereses correspondientes.

Durante el ejercicio 2010, la Sociedad registró conforme al Acta Acuerdo de Dolarización de Acreencias de fecha 13 de octubre de 2006, y la Nota P-043140–28 emitida por CAMMESA, la dolarización de los importes integrados al FONINVEMEM, los cuales revisten el carácter de provisorio hasta tanto se cuente con los valores definitivos a ser informados por el Fiduciario. El monto total del crédito, en base a los valores equivalentes a los dólares estadounidenses provisorios informados por CAMMESA, asciende a pesos 131.410.978, expuestos pesos 15.990.803 en el activo corriente y pesos 115.420.175 en el activo no corriente, mientras que los impuestos devengados ascienden a pesos 2.801.298 (expuestos en el pasivo corriente) y pesos 20.219.514 (expuestos en el pasivo no corriente).

b) Resolución S.E. 724/08

El 21 de julio de 2008, la S.E. dictó la resolución Nro. 724/08, a través de la cual se habilitó un procedimiento para la realización de Contratos de compromiso de abastecimiento MEM. Tal como se lo define en dicha resolución, a través de los mismos los agentes generadores del MEM podrán recibir el importe de sus acreencias retenidas por CAMMESA desde inicios del 2008, en la medida que esos fondos sean destinados a la reparación y/o repotenciación de los equipos generadores y siempre que dicho costo supere el 50% de la remuneración de los conceptos previstos en el inciso c) del artículo 4 de la Resolución S.E. Nro 406/03, sujeto a ciertas condiciones e incluyendo entre las mismas la aprobación por parte de CAMMESA, quien se constituirá en la contraparte de dichos contratos.

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NOTA 13 - RESTRICCIONES EN EL COBRO DE ACREENCIAS A CAMMESA - RESOLUCIÓN SE Nº 406/03 – FONINVEMEM (cont.)

b) Resolución S.E. 724/08 (cont.)

En octubre de 2009, la Sociedad formalizó una addenda a los dos acuerdos firmados con CAMMESA en diciembre de 2008, bajo los términos de la resolución mencionada en el párrafo anterior, por medio de los cuales la Sociedad accederá al cobro de las acreencias retenidas por CAMMESA correspondientes al período 2008-2010 a cambio de realizar inversiones de mejoras operativas y de seguridad en la central con el 65% de dicho inciso, resultando el 35% restante de libre disponibilidad para la empresa.

El 29 de septiembre de 2010 la Secretaría de Energía emitió la nota N° 6157/10 invitando a los generadores a presentar propuestas para realizar obras de mejora en la disponibilidad de las unidades turbovapor que estuvieran operativas antes del invierno 2011. La Sociedad presentó una propuesta a CAMMESA, que contempla inversiones en las unidades turbovapor por la suma de $ 89 millones IVA incluido, en el período septiembre 2010 – abril 2011, para el desarrollo de las obras de aumento disponibilidad de las mismas, monto que se adicionaría a las inversiones a recuperar de la Etapa I del Acuerdo TVs (ver Nota 15). Finalmente se recibió la notificación formal de Secretaría, aprobando la propuesta de la Sociedad relacionada a las refacciones en las unidades turbovapor, las mismas se ejecutaron conforme al plan previsto, encontrándose el proyecto finalizado.

c) Disposiciones sobre gas natural

La Sociedad manifestó su adhesión a la convocatoria establecida en la Nota SE Nº 6866/09 donde la Secretaría de Energía establece el “Procedimiento para el Despacho de Gas Natural para la Generación de Energía Eléctrica” con el propósito de lograr una mayor eficiencia en el uso y utilización de los volúmenes de gas natural asociados a la generación de energía eléctrica que el sistema de gas natural permita. En ese sentido, se incorpora como compensación a los generadores adherentes dentro de los conceptos remunerativos del inc c) del Artículo 4° de la Resolución SE N° 406/03 para su remuneración, el mayor valor entre a) la diferencia positiva entre el Precio Spot sancionado y el Costo Variable de Producción con gas natural reconocido por CAMMESA para la sanción del precio Spot y, b) el valor de 2,50 U$S/MWh. Al 31 de diciembre de 2011 y 2010, la Sociedad registró por este concepto la suma de pesos 134.717.519 y 104.327.968, respectivamente, que se encuentran dentro del rubro “Ingresos netos por ventas” del estado de resultados.

La deuda consolidada de CAMMESA a favor de la Sociedad al 31 de diciembre de 2011 por el suministro de energía de los meses de junio de 2003 a diciembre de 2010 (caracterizadas como LVFVD) asciende a pesos 254.574.886, pesos 58.667.167 en el activo corriente que incluyen 15.990.803 de acreencias comprometidas al FONINVEMEM (conjuntamente con otras acreencias ordinarias) y pesos 195.907.719 en el activo no corriente que incluyen 115.420.175 correspondientes a acreencias comprometidas al FONINVEMEM. Al 31 de diciembre de 2010 la deuda consolidada de CAMMESA por LVFVD ascendía a pesos 227.959.682, expuestos pesos 105.736.448 en el activo corriente que incluyen 14.873.247 de acreencias comprometidas al FONINVEMEM (conjuntamente con otras acreencias ordinarias) y pesos 122.223.234 en el activo no corriente correspondientes a acreencias comprometidas al FONINVEMEM.

El escenario descripto torna imperiosa la necesidad de que se implementen medidas regulatorias necesarias e indispensables que permitan revertir la situación antes descripta con la finalidad de que no se siga deteriorando por la falta de cobros en tiempo y forma.

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NOTA 14 - CONTRATOS DE VENTA DE ENERGÍA A BRASIL

La Sociedad tiene suscripto un contrato de exportación de 500 MW de potencia firme y energía asociada en forma directa con la Companhia de Interconexão Energética S.A. (“CIEN”) y otro de comercialización por cuenta y orden, por 250 MW, con ENDESA CEMSA S.A., ambos a través del Primer Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Interconexión Internacional “Nodo Rincón de Santa María - Nodo Frontera Garabí” (en adelante “Garabí 1”), cuya entrada en vigencia se produjo el 21 de junio de 2000, por un plazo de veinte años. Los clientes finales vinculados a dicho contrato son Electrosul (actualmente Tractebel) y Furnas, empresas constituidas en la República Federativa del Brasil.

Asimismo, la Sociedad es parte de un contrato por la construcción, operación y mantenimiento (“COM”) de una línea de interconexión con Brasil, vinculada al contrato de exportación con CIEN antes mencionado, con la sociedad relacionada Compañía de Transmisión del Mercosur S.A. (“CTM”). Este contrato COM obliga a la Sociedad al pago de un canon mensual por capacidad de transporte a CTM, y derivado del contrato de exportación, CIEN mantiene un compromiso irrevocable de reintegrar este canon a la Sociedad.

Adicionalmente, a partir de agosto de 2002, la Sociedad convino con ENDESA CEMSA S.A. la comercialización de 344 MW de potencia firme y energía asociada por 20 años, a través del Segundo Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Interconexión Internacional “Nodo Rincón de Santa María - Nodo Frontera Garabí” (en adelante “Garabí 2”), afectando el remanente de su capacidad de producción de las unidades turbo vapor y parte del ciclo combinado Siemens. Este contrato fue renegociado en 2003 estableciéndose principalmente que la potencia comprometida sea de 212 MW a partir del 1° de noviembre de 2003, incrementándose a 312 MW a partir del 1° de mayo de 2007 y hasta la finalización del plazo de los acuerdos.

En los primeros meses de 2005, la disminución del nivel de los embalses en el sur de Brasil, junto con las perspectivas adversas de lluvias en dicha región, provocó un alza de precios en el M.A.E. (Mercado mayorista eléctrico en Brasil), que produjo como consecuencia la convocatoria del 100% de los contratos de exportación a partir del 4 de abril de 2005. Es de destacar que dadas las restricciones de gas registradas durante abril de 2005 y que las unidades turbo vapor que cubrían estos contratos no tenían gas firme, para la generación se utilizó combustible líquido (fuel oil) cuyo valor internacional alcanzó los valores más altos debido a la coyuntura internacional en que se mueve el mercado del petróleo.

Asimismo, debido a las Resoluciones SE Nros. 426/04 y 949/04 que sólo permiten el cubrimiento de los referidos contratos con las máquinas oportunamente declaradas para respaldarlos -impidiendo la compra de los faltantes en el MEM - Endesa Costanera S.A. sólo pudo cumplir parcialmente con los mismos. La convocatoria de los contratos se mantuvo durante todo el mes de abril de 2005, y en forma parcial en el mes de mayo de 2005, ya que el comienzo de la época de lluvias en Brasil revirtió los aportes a los ríos y se repuso el nivel de los embalses, habiendo cesado la convocatoria de los contratos a partir del 28 de mayo de 2005. La situación antes detallada, provocó un importante desfasaje entre los precios de contrato y los costos de generación, lo que motivó que Endesa Costanera S.A., de acuerdo a lo previsto en los acuerdos de exportación, planteara a CIEN y ENDESA CEMSA S.A. la recomposición de la ecuación económica de los contratos. No habiéndose encontrado acuerdo entre las partes a la situación antes descripta, tal circunstancia impidió que la Sociedad atendiera regularmente dicha convocatoria.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 14 - CONTRATOS DE VENTA DE ENERGÍA A BRASIL (cont.)

Con fecha 9 de diciembre de 2005, el Ministerio de Minas y Energía de la República Federativa del Brasil, conjuntamente con el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios de la República Argentina, dentro del Marco de la Comisión Mixta Bilateral Permanente Brasil-Argentina en materia energética, suscribieron un acuerdo de entendimiento entre la República Federativa del Brasil y la República Argentina para el período “transitorio” comprendido entre la firma del Acuerdo y el 31 de diciembre de 2008. En la semana posterior a la firma del mismo, el Directorio de Endesa Costanera S.A. efectuó un pormenorizado análisis de la situación de los acuerdos de exportación vigentes con ENDESA CEMSA S.A. y CIEN y concluyó, que en virtud de los acuerdos celebrados entre los gobiernos de Argentina y Brasil, los contratos debían ser objeto de una profunda revisión, por cuanto las condiciones originalmente pactadas por las partes, se habían visto sustancialmente alteradas por las modificaciones normativas introducidas en el marco legal vigente a la fecha de celebración de los Contratos, esta situación subsiste a pesar de la entrada en servicio de las nuevas unidades de generación puestas en funcionamiento (Ver Nota 13.a) con motivo del FONINVEMEM.

Con fecha 12 de enero de 2006, el Directorio de Endesa Costanera S.A. resolvió, sin perjuicio de continuar con las negociaciones encaradas a fin de reestructurar el negocio de exportación, constituir una previsión para cubrir el riesgo de incobrabilidad de los créditos existentes con CIEN y ENDESA CEMSA S.A., la cual asciende a pesos 178.320.424 al 31 de diciembre de 2011 y pesos 165.858.068 al 31 de diciembre de 2010, en el entendimiento de que en el actual estado de situación ello responde a una prudente y razonable administración.

Con fecha 3 de febrero de 2006 se emitió la Resolución SE N° 161/06 con el objetivo de que en el marco normativo de cada país las partes acordaran realizar las acciones posibles para brindar a los agentes y/o participantes de ambos mercados que celebraron oportunamente obligaciones contractuales opciones para introducir adecuaciones en sus compromisos y la flexibilización transitoria que sea posible de instrumentar de normas regulatorias aplicables, hasta el final del período transitorio definido en dicho acuerdo.

Dicha Resolución, definida para un período transitorio hasta el 31 de diciembre de 2008, fija las condiciones de intercambio entre Argentina y Brasil, instruye a adecuar los antiguos contratos de exportación, permite el intercambio de unidades de respaldo térmico, y asegura al generador que exporta, el pago de la potencia en el MEM mientras la máquina esté despachada localmente. En base a la citada Resolución, y con la firme intención de recomponer los contratos de exportación, Endesa Costanera S.A. envió a su cliente en Brasil, nuevas propuestas que contemplan el marco descripto, sin recibir respuesta hasta la fecha.

El 27 de abril de 2006 la Subsecretaría de Energía Eléctrica emitió la Nota 293 mediante la cual instruyó a CAMMESA a reconocer la potencia disponible sobre las máquinas que respaldan los contratos de exportación en el período comprendido entre el 1° de mayo y el 30 de septiembre de 2006. El 25 de septiembre de 2006, mediante su Nota 847, dicha Subsecretaría instruyó a CAMMESA para que transitoriamente continúe abonando a todas las máquinas que respaldan los contratos de exportación suscriptos con la República Federativa de Brasil la potencia operada y disponible según la regulación vigente. En virtud de esta disposición, desde el 1° de mayo de 2006, la Sociedad dejó de facturar la potencia promedio disponible de las unidades que sirven cada contrato, pues de lo contrario se estaría duplicando el reconocimiento por capacidad de dichas unidades.

CIEN y ENDESA CEMSA S.A. mantienen retenido una parte sustancial de los pagos de las facturas referentes al suministro de la línea Garabí 1 invocando la eventual aplicación de multas. Los saldos pendientes al 31 de diciembre de 2011, sobre los cuales se constituyó la previsión antes descripta, ascienden a pesos 119.389.653 por CIEN y a pesos 58.930.771 por ENDESA CEMSA S.A.. Al 31 de diciembre de 2010 los saldos adeudados ascendían a pesos 111.045.817 por CIEN y a pesos 54.812.251 por ENDESA CEMSA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 14 - CONTRATOS DE VENTA DE ENERGÍA A BRASIL (cont.)

Con fecha 12 de abril de 2007, el Directorio de Endesa Costanera S.A. aprobó la celebración de un convenio con ENDESA CEMSA S.A. mediante el cual ambas empresas acordaron resolver las divergencias surgidas entre ellas en el marco de los acuerdos de comercialización de potencia firme y energía eléctrica asociada correspondientes a la línea Garabí 2 y rescindir de común acuerdo dichos acuerdos de comercialización. Ambas partes renunciaron a reclamarse los créditos recíprocos que manifestaban tener, dándose carta de pago total, con excepción de los derechos que pudieran asistir a cualquiera de las partes para el caso de que las autoridades brasileñas competentes, impusieran y efectivamente cobraran al cliente de ENDESA CEMSA S.A. en Brasil penalidades por falta de “lastro” en dicho país.

Con fecha 17 de diciembre de 2008, mediante Nota S.E. N° 4262, la Secretaría de Energía extendió -hasta tanto “no disponga nada en contrario” – la vigencia de lo dispuesto en el Anexo de la Resolución SE N° 161/06 con respecto al reconocimiento y pago de la Potencia Puesta a Disposición de la máquinas comprometidas en contratos de exportación.

Con respecto al contrato COM, resulta manifiesto que la alteración ocurrida en las relaciones contractuales antes mencionadas obedece a una situación no provocada por las partes, incluso siendo actualmente el sistema de transmisión de CTM operado para un destino diferente al considerado al momento de la celebración de los contratos. Si bien la Sociedad está exenta de la obligación de entrega de energía y potencia a CIEN, no está exenta su obligación de pago del canon de transporte, y al derecho al cobro por reintegro de gasto a CIEN. Por lo tanto, al 31 de diciembre de 2011 la Sociedad reconoce un pasivo con CTM por pesos 69.697.955 y el derecho a cobrar a CIEN por el mismo importe por su compromiso irrevocable de reembolsar a la Sociedad cuando se cancele el pasivo con CTM.

NOTA 15 - CONTRATO DE DISPONIBILIDAD CON CAMMESA

El día 13 de diciembre de 2010 se firmó entre la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“CAMMESA”) y la Sociedad un “CONTRATO DE COMPROMISO DE DISPONIBILIDAD DE EQUIPAMIENTO EN EL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA” (el “Contrato”). El Contrato tiene un plazo de vigencia de 7 años y establece los términos y condiciones para la puesta a disposición de la potencia comprometida por la Sociedad a través de su parque turbovapor y su remuneración por parte de CAMMESA.

En virtud de este Contrato, la Sociedad se compromete a completar la mejora integral de dicho equipamiento a los efectos de optimizar la confiabilidad y disponibilidad del mismo. Este proyecto comprende obras ya ejecutadas y otras a ejecutar que se indican en un estudio elaborado a tal efecto.

En el marco de este proyecto, Nación Fideicomisos S.A. implementará una estructura que habilite la titularización de ciertos derechos de cobro bajo el Contrato en un fideicomiso a ser constituído, ya que la concreción de las obras pendientes está condicionada a la constitución del fideicomiso antes referido y a que la financiación proveniente del mercado de capitales resulte suficiente para cubrir las inversiones necesarias para su realización. Para llevar a cabo tales obras pendientes a mediados del mes de septiembre se lanzó la licitación de las obras entre proveedores de bienes y servicios de primer nivel, de donde surgirán los montos definitivos de la inversión.

A la fecha de emisión de los presentes Estados Contables, la Sociedad se encuentra negociando con Nación Fideicomisos S.A. y con CAMMESA el contrato del Fideicomiso Financiero.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 16 - ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES

Suministro de Gas Natural

Durante el año 2011 se consumió gas natural en el marco de los procedimientos de gas estipulados por la Secretaría de Energía según Notas SE 6866/09 y 6169/10, si bien, la mayor parte del suministro de gas correspondió a acuerdos propios basados en operaciones realizadas bajo el Acuerdo Marco alcanzado con la comercializadora ENDESA CEMSA S.A. el 11 de octubre de 2007 y renovado el 11 de diciembre de 2009. El resto del suministro de gas fue provisto por CAMMESA.

Ampliación de la capacidad de transporte de gas natural

Mediante el Decreto 180/04 del Poder Ejecutivo Nacional se crearon Fondos Fiduciarios para financiar la ampliación de la capacidad de transporte de gasoductos del sistema argentino. Las primeras ampliaciones entraron en servicio durante el invierno 2005, a las que continuaron nuevas ampliaciones que entraron en servicio en el 2008 y 2009. La Secretaría de Energía emitió en septiembre 2005 la resolución 1056/05 que instruye a CAMMESA al reconocimiento de los cargos de dicho fideicomiso (“cargo fideicomiso”) a las generadoras que cuenten con transporte firme. Posteriormente, la Subsecretaría de Combustibles instruyó a MetroGas S.A. a facturar los cargos a las compañías generadoras de energía eléctrica con transporte firme con ventana y autorizó a dicha Distribuidora a intimar el pago a las generadoras. El 7 de febrero de 2006 la Secretaría de Energía emitió la Nota N° 161 en la cual autorizó a CAMMESA a reconocer el costo de dicho cargo a aquellas compañías con transporte firme con ventana.

La posición de Endesa Costanera S.A. informada a MetroGas S.A. y a las autoridades es que, excepcionalmente y sin que ello signifique reconocimiento en forma contraria a lo establecido en los contratos, procederá a realizar el trámite de cobranza de las facturas presentadas por MetroGas S.A. a la Sociedad por el cargo fideicomiso de gas ante CAMMESA y que abonará dichas facturas exclusivamente por el monto que le sea reconocido por CAMMESA a la Sociedad, descontando el costo del impuesto a las transferencias financieras.

Al 31 de diciembre de 2011 Endesa Costanera S.A. ha abonado a MetroGas S.A. los cargos fideicomiso de gas del período abril 2005 a noviembre 2008. Para los cargos correspondientes al período diciembre 2008 a junio 2009 se acordó con Nación Fideicomiso un plan de pagos de doce cuotas mensuales, pagaderas hasta junio 2011. A la fecha de los presentes estados contables la Sociedad ha cancelado la totalidad de las cuotas acordadas oportunamente. Para los cargos de julio de 2009 en adelante CAMMESA, a instancias de la Nota SE Nº 8620/09, estableció un nuevo mecanismo mediante el cual las facturas recibidas por cargos fideicomiso de cada generador son pagadas directamente por CAMMESA a Nación Fideicomiso, una vez realizada la presentación de las mismas por parte de los generadores.

c) Suministro de combustibles líquidos

Para poder financiar compras de Fuel Oil N°6, se constituyó un fideicomiso financiero privado que se denomina “Fideicomiso Financiero Endesa I” y del cual forman parte la Sociedad. como fiduciante y beneficiario, Equity Trust Company (Argentina) S.A., en carácter de fiduciario, y las empresas relacionadas Endesa Cemsa S.A., administrador y beneficiario, e Hidroeléctrica El Chocón S.A. como beneficiario. El fideicomiso recibió aportes dinerarios de Endesa Cemsa S.A. e Hidroeléctrica El Chocón S.A. que se utilizaron para financiar la compra de combustible fuel oil para la Sociedad. Como contraprestación, el fideicomiso emitió valores fiduciarios por un monto de pesos 97.832.767. La Sociedad cedió al fideicomiso los derechos de cobro que posee contra CAMMESA relacionados con el referido combustible.

El resto de las necesidades de Fuel Oil N°6, al igual que el gasoil consumido en el año fueron provistos por CAMMESA, quién actúa por cuenta y orden del Estado Nacional, bajo los términos de la Resolución Secretaría de Energía N° 389/04, y la Resolución N° 181/05 de la Secretaría de Energía de fecha 23 de febrero de 2005.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 17 – INFORMACIÓN POR SEGMENTOS

La Sociedad concentra sus operaciones en el sector de la energía, a través de operaciones en el mercado spot y mercado a término, y en relación a ello, ha identificado los siguientes segmentos por negocios que tienen el carácter de primarios:


....................................................................................31/12/11....................................................................................
	Mercado spot	Contratos a término	Total
a) Total de ventas netas:	2.806.257.950	112.401.389	2.918.659.339
b) Resultado:	(155.956.138)	(14.819.452)	(170.775.590)
c) Medición contable de los activos asignados a él:	1.909.341.432	231.681.775	2.141.023.207
d) Medición contable de los pasivos asignados a él:	1.817.215.519	172.677.648	1.989.893.167
e) Totales correspondientes a las adiciones de bienes de uso:	272.857.320	25.927.778	298.785.098
f) Totales correspondientes a la depreciación del ejercicio de los bienes de uso (neto de la desafectación de la reserva por revaluación técnica):	131.216.171	12.468.581	143.684.752
g) Gastos no generadores de salidas de fondos significativos, excluidos los del inciso f): (1)	73.713.586	7.004.501	80.718.087


....................................................................................31/12/10....................................................................................
	Mercado spot	Contratos a término	Total
a) Total de ventas netas:	2.124.902.000	91.000.428	2.215.902.428
b) Resultado:	(24.058.891)	(2.387.923)	(26.446.814)
c) Medición contable de los activos asignados a él:	1.741.939.113	160.644.738	1.902.583.851
d) Medición contable de los pasivos asignados a él:	1.426.625.169	141.597.148	1.568.222.317
e) Totales correspondientes a las adiciones de bienes de uso:	137.732.167	13.670.362	151.402.529
f) Totales correspondientes a la depreciación del ejercicio de los bienes de uso (neto de la desafectación de la reserva por revaluación técnica):	127.533.063	12.658.068	140.191.131
g) Gastos no generadores de salidas de fondos significativos, excluidos los del inciso f): (1)	43.259.847	4.293.679	47.553.526

(1) Incluye a) 16.309.124 y 14.025.994 por consumo de materiales y repuestos al 31 de diciembre de 2011 y 2010, respectivamente y b) 64.408.963 y 33.527.532 por diferencia de cambio sobre deudas comerciales y financieras al 31 de diciembre de 2011 y 2010.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 18 – FALLA EN EL TRANSFORMADOR DE LA TURBINA TG N° 8

El 9 de mayo de 2008 se produjo una falla en el transformador principal de la Turbina de Gas Nº 8 de 265 MW, que forma parte del ciclo combinado Mitsubishi, lo que ocasionó la salida de servicio de dicho equipo.

En virtud de las coberturas vigentes contratadas bajo el amparo de la póliza de seguros de todo riesgo operativo, que incluye también las coberturas de rotura de maquinaria y pérdida de beneficios, se efectuó la denuncia del hecho a la compañía aseguradora.

Luego de las evaluaciones efectuadas por los peritos liquidadores designados por la compañía aseguradora, la Sociedad inició el proceso de reclamo. Como parte del mencionado proceso, se solicitó a la compañía aseguradora 2 adelantos a cuenta de la indemnización total los cuales fueron otorgados, el primero, con fecha 10 de octubre de 2008 por la suma de US$ 4,3 millones, y el segundo, con fecha 4 de agosto de 2009, por la suma de US$ 3,2 millones.

El 5 de octubre de 2009 se realizó una presentación a la compañía aseguradora de la estimación de la pérdida total que ascendía a US$ 15 millones aproximadamente, incluyendo materiales, mano de obra, gastos y la pérdida de beneficios, comenzando de esta forma, con el proceso de cierre del siniestro.

Con fecha 27 de noviembre de 2009 se dio conformidad al ajuste final de la liquidación realizado por el liquidador designado por la compañía aseguradora, el monto acordado fue de U$S 15.918.998.- quedando de esta forma terminado el proceso de liquidación.

El 28 de enero de 2010, teniendo en cuenta los adelantos recibidos y las franquicias correspondientes, se percibió el saldo de la indemnización, el cual ascendió a la suma de U$S 5.958.382.- netos de cargas impositivas. Como consecuencia de este hecho se dio por concluido el siniestro.

El efecto en resultados del siniestro producido en la TG Nº 8 fue contabilizado dentro del rubro “Otros ingresos netos” del estado de resultados por un monto de pesos 14.218.432 al 31 de diciembre de 2010.

NOTA 19 – RECLAMO FISCAL

La Sociedad fue notificada el 27 de junio de 2011 por la AFIP de una liquidación de deuda e intereses relativas al Régimen Nacional de la Seguridad Social (contribuciones patronales) correspondientes al período Mayo 2006 – Diciembre 2008, con origen en la aplicación del Art° 2 inciso “a” del Decreto PEN N° 814/01. La AFIP considera que el código de actividad económica por el cual se inscribió la Sociedad para las contribuciones patronales debería ser considerada como sector “Servicios”, quedando en consecuencia comprendida bajo dicho inciso de la norma mencionada. Ello implica que en vez de ingresar mensualmente el 17% (Inciso “b”), la AFIP exige que debió haberse ingresado un 21% de contribuciones patronales. La diferencia reclamada por la AFIP –por el período antes mencionado- asciende a aproximadamente pesos 4.000.000 (capital + intereses). A través de una respuesta enviada a AGGERA, la AFIP manifestó que “ … los cuestionamientos dirigidos a establecer si una actividad determinada se halla correctamente clasificada en los sectores “comercio” o “servicio”, es decir, respecto de la asignación de sectores a los que pertenecen las actividades, deberían ser resueltas por la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa y Desarrollo Regional, ya que ello importaría una impugnación de la definición efectuada por dicho organismo …” En este sentido, la Sociedad adhirió a la iniciativa de AGEERA con una presentación el 13 de septiembre de 2011 ante la Secretaría de la Pequeña y Mediana Empresa y Desarrollo Regional manifestando que la actividad económica de la Sociedad no puede encuadrarse como "Servicios" para la liquidación de contribuciones patronales. Sin perjuicio de ello, el 1° de agosto de 2011 la Sociedad presentó la impugnación de la deuda determinada en sede administrativa. En virtud del escenario descripto, la Sociedad y sus asesores legales consideran incierto el resultado final del reclamo, por lo que no se ha efectuado ninguna registración al 31 de diciembre de 2011 derivada de esta cuestión.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 20 – ADOPCIÓN DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA

Según lo explicado en nota 2.4, a la fecha de los presentes estados contables la Sociedad ha determinado los principales impactos de la implementación de las NIIF en la Sociedad.

Esta nota explica los principales ajustes realizados por la Sociedad para reexpresar de acuerdo a las NIIF, los estados de situación patrimonial al 31 de diciembre de 2011 y 31 de diciembre de 2010, y el estado de resultados por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011.

El 1 de enero de 2011 es la fecha definida como fecha de transición a las NIIF, por ser el comienzo del primer período para el que se presentará información comparativa completa conforme a las NIIF en los primeros estados contables que la Sociedad presente bajo estas normas, a partir del ejercicio que se inicia el 1° de enero de 2012.

Bienes de uso – Valores de origen: la NIIF 1 “Adopción por primera vez de las NIIF”, permite a las entidades que adoptan NIIF por primera vez optar por determinadas exenciones en la aplicación de otras NIIF. En este sentido, la Sociedad optó por hacer uso de la exención relacionada con la medición de los bienes de uso al establecer como costo atribuido de las partidas que conforman este rubro, al costo depreciado a la fecha de transición según las normas contables vigentes, dado que el mismo cumple con lo requerido por la NIIF 1, al encontrarse ajustado para reflejar cambios en índices de precios generales y específicos con excepción de las diferencias de cambio originadas en pasivos en moneda extranjera existentes al 6 de enero de 2002 relacionadas directa o indirectamente con la financiación de su adquisición, construcción o instalación.

De acuerdo con las NIIF, los Materiales y repuestos deben clasificarse como bienes de uso o inventarios consumibles si se espera que dichos materiales o suministros sean utilizados en el proceso de producción en el plazo de un ejercicio. La Sociedad ha clasificado como activo corriente aquellos que cumplen con las condiciones de consumibles. Para aplicar la clasificación anterior, el activo debe estar disponible, en sus condiciones actuales, para su consumo inmediato, sujeto exclusivamente a los términos usuales y habituales para el consumo de estos activos.

En el caso de que dichos bienes no cumplan con todas las condiciones requeridas por NIIF para ser clasificados como consumibles, dichos materiales y repuestos deben ser clasificados como Bienes de uso y valuados a su costo amortizado.

Bienes de Cambio: bajo NIIF, los inventarios se valúan a costo o valor neto realizable, el que sea menor ( sin admitir el método de descarga conocido como “Ultimo entrado, primero salido”), mientras que bajo las normas contables vigentes se valúan a su costo de reposición.
Cuentas por pagar: bajo NIIF, incluye el descuento por operaciones con sociedades relacionadas que no tienen tasa de interés pactada. Por otra parte, la reprogramación con Mitsubishi Corporation acordada en enero de 2012 del vencimiento operado en septiembre de 2011 (ver Nota 9) es considerada un hecho posterior a la fecha de cierre de los estados contables, por tal motivo, se expone dentro del pasivo corriente.
Planes de beneficios a empleados a largo plazo de beneficios definidos, si bien el criterio aplicado para su valuación bajo las normas contables vigentes es similar a una de las alternativas admitidas por las NIIF, en el sentido de que las ganancias y pérdidas actuales se reconocen íntegramente en el período en el que ocurren, las NIIF permiten reconocer dichas ganancias y pérdidas actuariales en el otro resultado integral. Hasta la fecha de los presentes estados contables, la Sociedad ha reconocido las mismas en el resultado del ejercicio. A los efectos de la reexpresión de los estados contables de acuerdo a NIIF, se reclasifican las pérdidas actuariales a los otros resultados integrales del mencionado ejercicio, junto con su efecto en el impuesto a las ganancias.

A continuación se presentan las conciliaciones de patrimonio y resultado integral total del ejercicio, entre los determinados de acuerdo con las normas vigentes y los determinados de acuerdo a NIIF, según lo requerido por la RT N° 26. La Sociedad ha considerado para su preparación aquellas NIIF que estima serán aplicables para la preparación de los estados contables de cierre de ejercicio correspondientes al ejercicio iniciado a partir del 1° de enero de 2012. Las partidas y cifras incluidas en las conciliaciones podrán modificarse en la medida que el IASB emita nuevas normas con aplicación obligatoria o anticipada admitida para dicho ejercicio, que entren en vigencia por aplicación del procedimiento de adopción establecido en la sección “Circulares de adopción de las NIIF”, del CECYT de la F.A.C.P.C.E..

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 20 – ADOPCIÓN DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA (cont.)

Conciliación entre el patrimonio neto determinado de acuerdo con normas contables vigentes y el determinado de acuerdo con las NIIF al 31 de diciembre de 2011.


ACTIVO		31/12/11	Ajustes	31/12/11
		Vigente		NIIF
ACTIVO CORRIENTE
	Caja y bancos	4.488.867	-.-		4.488.867
	Inversiones temporarias	20.657	-.-		20.657
	Créditos por ventas	437.025.916	-.-		437.025.916
	Otros créditos	43.361.389	-.-		43.361.389
	Materiales y repuestos	-.-	22.746.838		22.746.838
	Combustibles	18.672.160	(3.898.033)		14.774.127
	Total del activo corriente	503.568.989	18.848.805		522.417.794


ACTIVO NO CORRIENTE
	Créditos por ventas	80.487.544	-.-	80.487.544
	Otros créditos	115.420.175	-.-	115.420.175
	Participaciones permanentes en sociedades	59.764	-.-	59.764
	Bienes de uso	1.441.486.735	(102.406.731)	1.339.080.004
	Total del activo no corriente	1.637.454.218	(102.406.731)	1.535.047.487


TOTAL DEL ACTIVO	2.141.023.207		(83.557.926)		2.057.465.281


PASIVO

PASIVO CORRIENTE
	Cuentas por pagar	914.771.807	59.462.578	974.234.385
	Deudas bancarias y financieras	283.485.255	-.-	283.485.255
	Remuneraciones y cargas sociales	46.092.698	-.-	46.092.698
	Cargas fiscales	31.137.604	-.-	31.137.604
	Otras deudas	675.986	-.-	675.986
	Total del pasivo corriente	1.276.163.350	59.462.578	1.335.625.928


PASIVO NO CORRIENTE
	Cuentas por pagar		493.080.386	(73.985.321)	419.095.065
	Deudas bancarias y financieras		43.040.000	-.-	43.040.000
	Remuneraciones y cargas sociales		13.049.008	-.-	13.049.008
	Cargas fiscales		164.560.423	(24.162.314)	140.398.109
		Total del pasivo no corriente	713.729.817	(98.147.635)	615.582.182


TOTAL DEL PASIVO	1.989.893.167		(38.685.057)		1.951.208.110


PATRIMONIO NETO	151.130.040		(44.872.869)		106.257.171


TOTAL	2.141.023.207		(83.557.926)		2.057.465.281

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 20 – ADOPCIÓN DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA (cont.)

Conciliación entre el patrimonio neto determinado de acuerdo con normas contables vigentes y el determinado de acuerdo con las NIIF al 31 de diciembre de 2011.


	31/12/11	Ajustes	31/12/11
	Vigente		NIIF

Ingresos netos por ventas	2.918.659.339	-.-	2.918.659.339
Costos de explotación	(2.858.013.782)	(7.244.783)	(2.865.258.565)

Ganancia bruta	60.645.557	(7.244.783)	53.400.774

Gastos de administración y comercialización	(36.283.502)	-.-	(36.283.502)

Ganancia operativa	24.362.055	(7.244.783)	17.117.272

Resultados financieros y por tenencia:
- Generados por activos:
Intereses	38.091.346	-.-	38.091.346
Dividendos ganados	938.839	-.-	938.839
Diferencias de cambio	7.965.130	-.-	7.965.130
Resultado por tenencia de combustibles	2.539.997	(2.539.997)	-.-
Subtotal	49.535.312	(2.539.997)	46.995.315
- Generados por pasivos:
Intereses	(91.946.701)	(5.320.756)	(97.267.457)
Diferencias de cambio	(66.163.337)	-.-	(66.163.337)
Otros gastos financieros	(6.224.753)	-.-	(6.224.753)
Subtotal	(164.334.791)	(5.320.756)	(169.655.547)
Total de resultados financieros y por tenencia	(114.799.479)	(7.860.753)	(122.660.232)

Otros ingresos netos	198.264	-.-	198.264

Pérdida antes del impuesto a las ganancias	(90.239.160)	(15.105.536)	(105.344.696)

Impuesto a las ganancias	(80.536.430)	927.371	(79.609.059)

Pérdida del ejercicio	(170.775.590)	(14.178.165)	(184.953.755)

Otros resultados integrales
Pérdidas acumuladas por planes de beneficios definidos	-.-	(1.222.692)	(1.222.692)
Efecto impuesto a las ganancias	-.-	427.942	427.942
Otros resultados integrales, neto de impuesto a las ganancias	-.-	-.-	-.-
Resultado integral total, neto de impuesto a las ganancias	(170.775.590)	(14.972.915)	(185.748.505)

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES (cont.)

NOTA 20 – ADOPCIÓN DE LAS NORMAS INTERNACIONALES DE INFORMACIÓN FINANCIERA (cont.)

Conciliación entre el patrimonio neto determinado de acuerdo con normas contables vigentes y el determinado de acuerdo con las NIIF al 31 de diciembre de 2010.


ACTIVO		31/12/10	Ajustes	31/12/10
		Vigente		NIIF
ACTIVO CORRIENTE
	Caja y bancos	271.148	-.-	271.148
	Inversiones temporarias	23.279.074	-.-	23.279.074
	Créditos por ventas	318.516.021	-.-	318.516.021
	Otros créditos	31.963.266	-.-	31.963.266
	Materiales y repuestos	-.-	21.437.677	21.437.677
	Combustibles	16.223.904	(1.358.036)	14.865.868
	Total del activo corriente	390.253.413	20.079.641	410.333.054


ACTIVO NO CORRIENTE
	Créditos por ventas
	Otros créditos	197.123.965	-.-	197.123.965
	Participaciones permanentes en sociedades	55.056	-.-	55.056
	Bienes de uso	1.315.151.417	(105.085.999)	1.210.065.418
	Total del activo no corriente	1.512.330.438	(105.085.999)	1.407.244.439


TOTAL DEL ACTIVO	1.902.583.851		(85.006.358)		1.817.577.493


PASIVO

PASIVO CORRIENTE
	Cuentas por pagar	678.854.364	(19.843.499)	659.010.865
	Deudas bancarias y financieras	187.101.736	-.-	187.101.736
	Remuneraciones y cargas sociales	19.619.335	-.-	19.619.335
	Cargas fiscales	26.201.046	-.-	26.201.046
	Otras deudas	635.076	-.-	635.076
	Total del pasivo corriente	912.411.557	(19.843.499)	892.568.058


PASIVO NO CORRIENTE
	Cuentas por pagar		431.903.094	-.-	431.903.094
	Deudas bancarias y financieras		51.719.726	-.-	51.719.726
	Remuneraciones y cargas sociales		10.812.328	-.-	10.812.328
	Cargas fiscales		161.375.612	(22.807.001)	138.568.611
		Total del pasivo no corriente	655.810.760	(22.807.001)	633.003.759


TOTAL DEL PASIVO	1.568.222.317		(42.650.500)		1.525.571.817


PATRIMONIO NETO	334.361.534		(42.355.858)		292.005.676


TOTAL	1.902.583.851		(85.006.358)		1.817.577.493


ANEXO A
ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresado en pesos)

BIENES DE USO


	Valores de origen						Depreciaciones
Cuenta principal	Al comienzo	Altas	Consumos /	Transf.	Al cierre	Acumuladas		Bajas	Del ejercicio		Acumuladas al	Neto	Neto
	del		Bajas		del	al comienzo			Alícuota	Monto	cierre del	resultante	resultante
	ejercicio				ejercicio	del ejercicio			Anual %	(1)	ejercicio	31/12/11	31/12/10

Terrenos (2)	39.482.213	-.-	-.-	-.-	39.482.213	-.-		-.-	-.-	-.-	-.-	39.482.213	39.482.213

Edificios (2)	176.604.470	-.-	-.-	-.-	176.604.470	(115.170.326)		-.-	4	(5.557.180)	(120.727.506)	55.876.964	61.434.144

Maquinarias, instalaciones y equipos	2.852.179.610	-.-	-.-	133.608.299	2.985.787.909	(1.898.535.158)		-.-	(*)	(149.972.787)	(2.048.507.945)	937.279.964	953.644.452

Rodados	925.503	571.455	(58.716)	-.-	1.438.242	(705.965)		58.716	20	(153.650)	(800.899)	637.343	219.538

Muebles y útiles	5.073.619	-.-	-.-	-.-	5.073.619	(5.058.287)		-.-	10	(15.188)	(5.073.475)	144	15.332

Equipos de computación	8.488.560	336.182	-.-	-.-	8.824.742	(7.790.079)		-.-	20	(441.851)	(8.231.930)	592.812	698.481

Materiales y repuestos	213.210.465	212.424.858	(16.309.124)	(75.853.358)	333.472.841	-.-		-.-	-.-	-.-	-.-	333.472.841	213.210.465
Obras en curso	46.446.792	85.452.603	-.-	(57.754.941)	74.144.454	-.-		-.-	-.-	-.-	-.-	74.144.454	46.446.792

Total 31/12/11	3.342.411.232	298.785.098	(16.367.840)	-.-	3.624.828.490	(2.027.259.815)		58.716		(156.140.656)	(2.183.341.755)	1.441.486.735	-.-
Total 31/12/10	3.205.470.388	151.402.529	(14.461.685)	-.-	3.342.411.232	(1.875.048.471)		435.691		(152.647.035)	(2.027.259.815)	-.-	1.315.151.417

(*) Deprecian a una tasa que oscila entre el 4% y 40%.

(1) Anexo H

(2) Ver Nota 6.a)


								ANEXO C


ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010


(expresado en pesos)


PARTICIPACIONES PERMANENTES EN SOCIEDADES

Denominación	Clase	Valor nominal	Porcentaje de participación sobre el capital social (I)	31/12/11		31/12/10
Cantidad acciones		Valor registrado	Valor registrado

Termoeléctrica José de San Martín S.A. (1)	Ordinarias	1	5,326%	26.632	26.632	27.528
Termoeléctrica Manuel Belgrano S.A. (2)	Ordinarias	1	5,326%	26.632	26.632	27.528
Central Vuelta de Obligado S.A. (3)	Ordinarias	1	1,30%	6.500	6.500	-.-

Total					59.764	55.056


(I) Ver Nota 13.a Información sobre las emisoras según estados contables al 30 de septiembre de 2011

(1) Actividad principal: Producción y comercialización en bloque de energía eléctrica
Capital social: pesos 500.006
Patrimonio Neto: 9.366.042
Resultado del período: 10.976.518

(2) Actividad principal: Producción y comercialización en bloque de energía eléctrica
Capital social: pesos 500.006
Patrimonio Neto: 8.564.654
Resultado del período: 8.431.720

(3) Actividad principal: Producción y comercialización en bloque de energía eléctrica
Capital social: pesos 500.000
No existen estados contables disponibles


			ANEXO D



ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010


(expresado en pesos)

INVERSIONES TEMPORARIAS


Cuenta principal y características	31/12/11	31/12/10


En moneda extranjera
Depósitos a plazo (Anexo G)	20.657	23.279.074


Totales	20.657	23.279.074


						ANEXO E


ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresado en pesos)

PREVISIONES


Rubro	Al comienzo del ejercicio	Aumentos / (Disminuciones) netas del ejercicio	Al cierre del ejercicio



Deducidas del activo:

Créditos por ventas
Previsión para deudores de cobro dudoso	166.130.945	12.462.356 (1)	178.593.301
Otros créditos corrientes
Previsión para deudores de cobro dudoso	6.002.626	408.038 (2)	6.410.664

Otros créditos no corrientes
Previsión impuesto a la ganancia mínima presunta	10.231.013	85.675.365(3)	95.906.378

Totales 31/12/11	182.364.584	98.545.759	280.910.343
Totales 31/12/10	168.843.774	13.520.810	182.364.584

Imputado dentro del rubro “Resultados financieros y por tenencia generados por activos – Diferencias de cambio” del Estado de Resultados.
Anexo H.
Imputado dentro del rubro “Impuesto a las ganancias” del Estado de Resultados. Incluye aumento por pesos 89.053.854 (Notas 2.j y 3.o) y utilizaciones por pesos 3.378.489.


ANEXO F

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

(expresado en pesos)



COSTOS DE EXPLOTACIÓN


	31/12/11	31/12/10


Existencias de combustibles al comienzo del ejercicio (Nota 3.c)	16.223.904	29.859.098

Compras	2.418.044.825	1.851.449.326

Resultado por tenencia de combustibles	2.539.997	-.-

Existencias de combustibles al cierre del ejercicio (Nota 3.c)	(18.672.160)	(16.223.904)

Consumo de combustible	2.418.136.566	1.865.084.520

Gastos de explotación (Anexo H)	439.877.216	321.882.760

Costos de explotación	2.858.013.782	2.186.967.280


													ANEXO G

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010


	ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA

Rubro		Moneda	Monto	Cambio vigente o aplicable	Monto en moneda local	Monto en moneda local
		31/12/11				31/12/10
ACTIVO
Activo corriente
Caja y bancos		US$	14.481	4,264	61.747	182.414
Inversiones temporarias		US$	4.845	4,264	20.657	23.279.074
Créditos por ventas		US$	-.-	-.-	-.-	6.203.478
Otros créditos		US$	3.750.188	4,264	15.990.803	14.873.247

Activo no corriente
Otros créditos		US$	27.068.521	4,264	115.420.175	122.223.234

Total del activo		US$	30.838.035		131.493.382	166.761.447

PASIVO
Pasivo corriente
Cuentas por pagar		US$	97.602.388	4,304	420.080.680	306.520.237
Deudas bancarias y financieras		US$	7.985.634	4,304	34.370.168	49.352.612
Deudas bancarias y financieras		Euros	-.-	-.-	-.-	1.254.734
Cargas fiscales		US$	650.859	4,304	2.801.298	2.587.816

Pasivo no corriente
Cuentas por pagar		US$	114.563.287	4,304	493.080.386	423.312.094
Deudas bancarias y financieras		US$	10.000.000	4,304	43.040.000	34.079.998
Cargas fiscales		US$	4.697.842	4,304	20.219.514	21.265.782

Total del Pasivo		US$	235.500.010		1.013.592.046	837.118.539
Total del Pasivo		Euros	-.-		-.-	1.254.734
Posición neta		US$	(204.661.975)		(882.098.664)	(670.357.092)
Posición neta		Euros	-.-		-.-	(1.254.734)
Posición neta total		-.-	-.-		(882.098.664)	(671.611.826)

US$: Dólares estadounidenses

Euros: Euros


								ANEXO H
ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 Y 2010

INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. B) DE LA LEY Nº 19.550

(expresado en pesos)


Rubro	Gastos de explotación	Gastos de administración y comercialización	Total 31/12/11	Total 31/12/10

Honorarios y retribuciones por servicios	5.861.344	5.380.265	11.241.609	8.370.966
Honorarios directores y síndicos	-.-	405.000	405.000	347.727
Sueldos y jornales	90.971.532	21.686.260	112.657.792	76.401.962
Contribuciones sociales	25.405.169	4.097.475	29.502.644	16.271.727
Energía y potencia comprada	50.381.905	-.-	50.381.905	17.717.107
Transportes	51.249.058	-.-	51.249.058	12.489.088
Alquileres	125.074	-.-	125.074	41.691
Impuestos, tasas y contribuciones	8.465.637	2.003.142	10.468.779	3.896.369
Depreciación de bienes de uso (Anexo A)	155.529.967	610.689	156.140.656	152.647.035
Desafectación de la reserva por revaluación técnica	(12.455.904)	-.-	(12.455.904)	(12.455.904)
Mantenimiento	7.942.479	-.-	7.942.479	21.727.647
Materiales y suministros varios	17.799.002	-.-	17.799.002	14.893.096
Seguros	26.913.513	-.-	26.913.513	21.376.135
Impuesto sobre los ingresos brutos	-.-	342.635	342.635	410.766
Impuesto a los créditos y débitos bancarios	11.368.367	-.-	11.368.367	11.289.728
Previsión deudores de cobro dudoso (Anexo E)	-.-	408.038	408.038	427.590
Diversos	320.073	1.349.998	1.670.071	1.023.747
Total 31/12/11	439.877.216	36.283.502	476.160.718	-.-
Total 31/12/10	321.882.760	24.993.717	-.-	346.876.477

RESEÑA INFORMATIVA SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011

De acuerdo con las disposiciones de la Resolución Nº 434/03 de la Comisión Nacional de Valores sobre normas relativas a la forma de presentación de los Estados Contables ante ese Organismo, el Directorio informa:

1. Actividad de la Sociedad (no cubierto por el informe del Auditor)

En el ejercicio comprendido entre el 1 de enero de 2011 y el 31 de diciembre de 2011 se han producido ventas netas por pesos 2.918.659.339

El patrimonio neto al 31 de diciembre de 2011 asciende a pesos 151.130.040

La ganancia bruta obtenida en el ejercicio bajo análisis, resultó ser del 2,08% sobre los ingresos netos por ventas. La pérdida neta del ejercicio alcanzó el (5,85) % sobre aquéllos.

En el ejercicio se han generado 8.397 GWh y vendido 8.493 GWh de energía. Para cumplir con los contratos con los grandes usuarios mayores y los grandes usuarios menores se debieron adquirir 96 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Estructura patrimonial, de resultados y de flujos de efectivo (cifras expresadas en pesos)

La información referida a los ejercicios 2008 y 2007 no ha sido modificada para considerar los efectos de los cambios de criterios contables mencionados en la nota 2.5.i) de los estados contables.

1. Estructura patrimonial


	31/12/11	31/12/10	31/12/09	31/12/08	31/12/07


Activo corriente	503.568.989	390.253.413	358.631.777	377.793.390	243.437.502
Activo no corriente	1.637.454.218	1.512.330.438	1.509.325.930	1.547.979.164	1.539.593.773
Total	2.141.023.207	1.902.583.851	1.867.957.707	1.925.772.554	1.783.031.275

Pasivo corriente	1.276.163.350	912.411.557	839.569.652	735.188.599	520.012.126
Pasivo no corriente	713.729.817	655.810.760	655.123.803	496.934.629	515.990.687
Subtotal	1.989.893.167	1.568.222.317	1.494.693.455	1.232.123.228	1.036.002.813
Patrimonio neto	151.130.040	334.361.534	373.264.252	693.649.326	747.028.462
Total	2.141.023.207	1.902.583.851	1.867.957.707	1.925.772.554	1.783.031.275

RESEÑA INFORMATIVA SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 (cont.)

2.2. Estructura de resultados


	31/12/11	31/12/10	31/12/09	31/12/08	31/12/07
Ganancia (pérdida) operativa	24.362.055	3.941.431	(34.486.504)	82.336.548	37.253.170
Resultados financieros y por tenencia	(114.799.479)	(90.522.173)	(131.407.020)	(125.740.388)	(72.296.695)
Otros ingresos netos	198.264	50.277.651	21.346.736	40.429	22.259
Impuesto a las ganancias	(80.536.430)	9.856.277	(163.382.382)	2.440.179	(13.887.149)

Pérdida del ejercicio	(170.775.590)	(26.446.814)	(307.929.170)	(40.923.232)	(48.908.415)

2.3. Variaciones significativas de rubros (no cubierto por el informe del Auditor)

Créditos por ventas

La variación neta corresponde principalmente al aumento del crédito con CAMMESA como consecuencia de las “LVFVD” aportadas al proyecto “Vuelta de Obligado”.

Otros créditos

La variación neta corresponde principalmente a la estimación de no recuperabilidad de los créditos impositivos de impuesto a la ganancia mínima presunta como consecuencia de la incertidumbre sobre los flujos futuros de la sociedad.

Deudas bancarias y financieras

La variación neta corresponde principalmente al aumento de los préstamos bancarios en moneda local para aplicar al flujo de la sociedad.

Resultado del ejercicio

La variación del resultado del ejercicio esta dada principalmente por el aumento de la ganancia operativa, que es producto del efecto de los aumentos establecidos en el Acuerdo formalizado el 25 de noviembre de 2010 entre la Secretaría de Energía y los agentes generadores del MEM, y el aumento de los resultados financieros negativos, que reflejan, por un lado la diferencia de cambio que surge sobre la posición financiera neta en moneda extranjera y por los resultados por intereses ganados que se obtuvieron producto del cobro de intereses a CAMMESA.

Si bien, la pérdida contable del ejercicio económico se traduce en un menor cargo de impuesto a las ganancias las estimaciones sobre la no recuperabilidad de los créditos impositivos determinan un mayor cargo de impuesto a las ganancias en el ejercicio.

2.4. Estructura de flujo de efectivo


	31/12/11	31/12/10	31/12/09	31/12/08	31/12/07
Fondos generados por las actividades operativas	229.003.584	139.228.231	139.187.534	236.798.867	172.719.656
Fondos aplicados a las actividades de inversión	(259.714.058)	(146.949.030)	(168.309.012)	(175.846.065)	(125.655.218)
Fondos generados por (aplicados a) las actividades de financiación	11.669.776	25.243.856	(46.167.538)	(24.755.485)	(42.027.754)
Total de fondos generados o aplicados durante el ejercicio	(19.040.698)	17.523.057	(75.289.016)	36.197.317	5.036.684

RESEÑA INFORMATIVA SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 (cont.)

3. Datos estadísticos (en unidades físicas) (no cubierto por el informe del auditor)


	31/12/11	31/12/10	31/12/09	31/12/08	31/12/07
	GWh	GWh	GWh	GWh	GWh

Energía producida	8.397	7.965	8.172,0	8540,0	8.421,0
Energía comprada	96	131	189,0	80,0	107,0
Energía vendida en el mercado local	8.493	8.096	8.361,0	8.620,0	8.528,0

4. Índices


	31/12/11	31/12/10	31/12/09	31/12/08	31/12/07

Liquidez (Activo Corriente / Pasivo Corriente) :	0,39	0,43	0,43	0,51	0,47

Solvencia (Patrimonio Neto / Pasivo Total) :	0,08	0,21	0,25	0,56	0,72

Inmovilización del capital (Activo no Corriente / Total del Activo) :	0,76	0,79	0,81	0,80	0,86

Rentabilidad (Resultado del ejercicio / Patrimonio Neto promedio) :	(0, 70)	(0,07)	(0,58)	(0,06)	(0,06)

5. Evolución de las cotizaciones de las acciones (no cubierto por el informe del auditor)


Mes	2011	2010	2009	2008	2007	2006
Enero	5,65	3,30	1,60	3,72	3,35	3,43
Febrero	5,20	3,30	1,54	4,25	3,37	3,39
Marzo	4,69	3,19	1,45	4,10	3,40	3,25
Abril	4,48	3,12	2,56	4,00	4,00	3,14
Mayo	4,50	2,80	2,35	3,93	3,94	2,58
Junio	4,78	2,50	2,29	3,74	4,19	2,50
Julio	4,74	2,73	2,56	4,10	4,49	2,70
Agosto	3,78	2,62	2,50	3,76	4,40	2,50
Septiembre	3,40	3,22	2,50	3,40	4,70	2,82
Octubre	3,87	3,30	2,80	2,00	4,92	2,82
Noviembre	3,60	5,14	2,70	1,60	4,45	2,86
Diciembre	2,88	5,79	3,30	1,50	4,40	3,70

RESEÑA INFORMATIVA SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 (cont.)

Perspectivas Futuras (no cubierto por el informe del auditor)

Desde el punto de vista macroeconómico, las condiciones externas para el año 2012 indican que habrá un menor crecimiento mundial, con impacto sobre el comercio y menores precios de los commodities, que afectarán negativamente los términos de intercambio de Argentina. Ello sumado a un menor crecimiento regional y la depreciación de las monedas de algunos emergentes (Brasil) y una eventual sequía que afectaría la producción primaria, estaría dando lugar a un escenario menos expansivo.

En el mercado eléctrico recientemente se ha prorrogado el “Acuerdo de Gas”, mediante el cual los generadores ceden a CAMMESA la asignación de sus contratos de gas a cambio de ciertos beneficios económicos. A fines del ejercicio se discutían las bases para la continuidad, o mejoramiento, de las asignaciones adicionales a la potencia y de retribución de los costos de operación y mantenimiento, contenidas en el “Acuerdo para la Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación 2008-2011”, suscripto el 25 de noviembre de 2010.

Los negocios de la Compañía se están desarrollando en un contexto complejo, no obstante ello durante 2012, continuaremos trabajando en el mejoramiento de nuestra eficiencia, no solo la referida a las unidades generadoras, sino también a la administración de los recursos, de manera de continuar brindando un servicio confiable, oportuno y seguro, aguardando que se concreten normativas adecuadas que permitan restablecer el necesario equilibrio económico en el Mercado Eléctrico Mayorista.

RESEÑA INFORMATIVA SOBRE LOS ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 (cont.)

Perspectivas Futuras (no cubierto por el informe del auditor) (cont.)

Avance en el cumplimiento del plan de implementación de las NIIF (no cubierto por el informe del auditor)

Con fecha 30 de diciembre de 2009, la CNV aprobó la Resolución General Nº 562/09 por medio de la cual estableció la aplicación de la Resolución Técnica Nº 26 de la FACPCE, la cual adopta para ciertas entidades incluidas en el régimen de oferta pública las normas internacionales de información financiera (“NIIF”) emitidas por el IASB (Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad). De acuerdo a lo mencionado en la citada resolución de la CNV, la aplicación de tales normas resultará obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inicie el 1º de enero de 2012. El 8 de abril de 2010 el Directorio de la Sociedad aprobó el plan de implementación específico requerido por dicha resolución, el que consta de los siguientes módulos:

Capacitación:

• Las sesiones de capacitación tienen el objetivo de permitir un adecuado análisis de las NIIF por parte de todos los involucrados en el proceso de conversión.

•A tal fin, los involucrados en el proceso de conversión tomaron un curso de capacitación durante el primer semestre del 2010. Dicho curso contempló todos los temas significativos de aplicación de las NIIF.

Diagnóstico:

• Esta fase del proceso, tiene el objetivo de identificar las principales NIIF aplicables, para lo cual se definieron distintos talleres de trabajo, los que analizaron las distintas alternativas que prevén dichas normas y sus implicancias.

• Los talleres de trabajo finalizaron a fines del mes de noviembre de 2010.

Cuantificación:

• Durante el último trimestre del año se han identificado y cuantificado las diferencias entre las NIIF y las normas contables profesionales vigentes.

Notas a revelar:

• En función de lo requerido por las distintas NIIF aplicables, se ha generado la información necesaria para su incorporación en las notas a los estados contables. (Ver Nota 20)

INFORMACIÓN ADICIONAL REQUERIDA POR EL ART. 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES sobre los Estados Contables al 31 de diciembre de 2011.

(este informe debe ser leído conjuntamente con los estados contables de la Sociedad al 31/12/11)

Cuestiones generales sobre la Sociedad

No existen regimenes jurídicos específicos y significativos que impliquen decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios.
No se han producido modificaciones significativas en las actividades de la Sociedad, que afecten su comparabilidad con ejercicios anteriores que no hayan sido expuestas en los estados contables.
Clasificación de los saldos de créditos y deudas por estimación de cobros y pagos (valores expresados en pesos). Ver Nota 8 a los Estados Contables.
Saldos sobre créditos y deudas (valores expresados en pesos). Ver Nota 8 a los Estados Contables.
La Sociedad no posee al 31 de diciembre de 2011 participación en otras sociedades, conforme a lo establecido en el Art. 33 de la Ley de Sociedades Comerciales.
La Sociedad al 31 de diciembre de 2011 no registra operaciones con directores y síndicos ni con parientes de los mismos.

Inventario físico de los combustibles

Los combustibles son inventariados diariamente.

Valores corrientes

Los criterios de valuación empleados en la preparación de los presentes Estados Contables se encuentran detallados en la Nota 2.

INFORMACIÓN ADICIONAL REQUERIDA POR EL ART. 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES sobre los Estados Contables al 31 de diciembre de 2011 (cont.)

(este informe debe ser leído conjuntamente con los estados contables de la Sociedad al 31/12/11)

Bienes de uso

No existen desafectaciones de la reserva por revaluación técnica que hayan sido utilizadas para absorber pérdidas.
La Sociedad no ha registrado cargos por obsolescencia en sus Bienes de Uso.

Participaciones en exceso de lo admitido por el Art. 31 de la Ley Nº 19.550 en otras sociedades.

No existen.

Valores recuperables

El valor recuperable de los combustibles y bienes de uso se determinó con la siguiente metodología:

* Combustibles: valor neto de realización

* Bienes de uso: valor de utilización económica (Ver Nota 2.5.d)

INFORMACIÓN ADICIONAL REQUERIDA POR EL ART. 68 DEL REGLAMENTO DE LA BOLSA DE COMERCIO DE BUENOS AIRES sobre los Estados Contables al 31 de diciembre de 2011 (cont.)

(este informe debe ser leído conjuntamente con los estados contables de la Sociedad al 31/12/11)

Seguros

Se detallan a continuación los seguros sobre los bienes tangibles de la Sociedad:


Bienes cubiertos	Riesgos cubiertos	Sumas aseguradas	Valor contable
Edificios, Maquinarias y Contenidos	Todo riesgo (Incluye pérdida de beneficio)	Hasta US$ 500.000.000.-	993.156.928
	Rotura de máquinas	Hasta US$ 500.000.000.-
Rodados	Todo riesgo	Hasta $ 892.500.-	592.812
	Daños (Accidente – incendio, robo y/o hurto)	Hasta $ 154.500.-

Contingencias positivas y negativas

En las notas 2.4 f) y 14 a los estados contables se señalan los elementos considerados para calcular la previsión registrada al 31 de diciembre de 2011 que supera el (2%) del patrimonio.
No existen situaciones contingentes significativas de ocurrencia probable cuyos efectos patrimoniales no hayan sido considerados en los presentes estados contables.

Adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones

No existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones.

Dividendos acumulativos impagos de acciones preferidas

No existen acciones preferidas.

Condiciones, circunstancias o plazos para la cesación de las restricciones a la distribución de resultados no asignados

Ver Nota 7 a los Estados Contables.

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

A los Señores Directores de

Endesa Costanera S.A.:

Hemos auditado el estado de situación patrimonial adjunto de Endesa Costanera S.A al 31 de diciembre de 2011 y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha.
La Dirección de la Sociedad es responsable por la preparación y presentación razonable de los estados contables de acuerdo con las normas contables vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina. Esta responsabilidad incluye diseñar, implementar y mantener un sistema de control interno adecuado, para que dichos estados contables no incluyan distorsiones significativas originadas en errores o irregularidades; seleccionar y aplicar políticas contables apropiadas, y efectuar las estimaciones que resulten razonables en las circunstancias. Nuestra responsabilidad es expresar una opinión sobre los mencionados estados contables basada en nuestra auditoría.
Nuestro trabajo fue realizado de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en la República Argentina. Estas normas requieren que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de distorsiones significativas en los estados contables.

Una auditoría incluye aplicar procedimientos, sobre bases selectivas, para obtener elementos de juicio sobre la información expuesta en los estados contables. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio profesional del auditor, quien a este fin evalúa los riesgos de que existan distorsiones significativas en los estados contables, originadas en errores o irregularidades. Al realizar esta evaluación de riesgos, el auditor considera el control interno existente en la Sociedad, en lo que sea relevante para la preparación y presentación razonable de los estados contables, con la finalidad de seleccionar los procedimientos de auditoría que resulten apropiados en las circunstancias, pero no con el propósito de expresar una opinión sobre la efectividad del sistema de control interno vigente en la Sociedad. Asimismo, una auditoría incluye evaluar que las políticas contables utilizadas sean apropiadas, la razonabilidad de las estimaciones contables efectuadas por la Dirección de la Sociedad y la presentación de los estados contables tomados en su conjunto.

Consideramos que los elementos de juicio obtenidos nos brindan una base suficiente y apropiada para fundamentar nuestra opinión de auditoría.

Tal como se menciona en la nota 1 a los estados contables adjuntos, la Sociedad presenta capital de trabajo negativo, endeudamiento bancario a muy corto plazo y pérdidas netas recurrentes, situación que, tal como se explica en dicha nota, la Sociedad espera revertir en la medida en que exista una resolución favorable de los pedidos realizados a los reguladores sobre la adecuación de los precios por venta de energía y potencia al mercado spot. Estas circunstancias generan incertidumbre respecto del desarrollo futuro del negocio de la Sociedad. Los estados contables mencionados en el párrafo 1. han sido preparados asumiendo que la Sociedad continuará operando normalmente, lo cual depende de la resolución favorable del proceso de adecuación de los precios antes mencionados.

Asimismo, tal como se menciona en la nota 2.5.d) a los estados contables adjuntos, la Dirección de la Sociedad evaluó que el valor de libros de los bienes de uso al 31 de diciembre de 2011 no supera su valor recuperable a dicha fecha, habiendo calculado los valores recuperables en base a flujos de fondos descontados considerando premisas que estiman una adecuación futura de los precios regulados, cuya concreción, en el actual marco descripto en la nota 1 a los estados contables adjuntos, es incierta.

Los estados contables adjuntos no incluyen ningún ajuste y/o reclasificación que podrían resultar de la resolución de las incertidumbres antes mencionadas.

En nuestra opinión, sujeto al efecto de los ajustes, si los hubiere, que podrían haberse requerido de conocerse la resolución de las incertidumbres mencionadas en el párrafo 4., los estados contables mencionados en el párrafo 1. presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial de Endesa Costanera S.A al 31 de diciembre de 2011, y los resultados de sus operaciones y los flujos de su efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, de conformidad con las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina.
Tal como se indica en la nota 20 a los estados contables adjuntos, las partidas y cifras contenidas en las conciliaciones a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), incluidas en dicha nota, están sujetas a cambios y solo podrán considerarse definitivas cuando se preparen los estados contables anuales correspondientes al ejercicio en que se apliquen por primera vez las NIIF.
En relación al estado de situación patrimonial de Endesa Costanera S.A al 31 de diciembre de 2010 y a los estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha, presentados con propósitos comparativos, informamos que otros auditores han emitido con fecha 25 de enero de 2011 un informe de auditoría de los estados contables de Endesa Costanera S.A. al 31 de diciembre de 2010, sin salvedades. El informe de los otros auditores no cubre las modificaciones efectuadas en los estados contables por ellos auditados que se mencionan en la nota 2.5.i) a los estados contables adjuntos.
En cumplimiento de disposiciones vigentes, informamos que:
Los estados contables mencionados en el párrafo 1. se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances y, en nuestra opinión, sujeto al efecto de los ajustes, si los hubiere, que podrían haberse requerido de conocerse la resolución de las incertidumbres mencionadas en el párrafo 4, han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de conformidad con las normas pertinentes de la Ley de Sociedades Comerciales y de la Comisión Nacional de Valores. Dichos estados surgen de registros contables llevados, en sus aspectos formales, de conformidad con las normas legales vigentes.
La información sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2011 contenida en los puntos 2.1, 2.2, 2.4 y 4. de la “Reseña Informativa sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2011” y en la “Información adicional requerida por el Art. 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2011”, presentada por la Sociedad para cumplimentar las normas de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, respectivamente, surge de los estados contables mencionados en el párrafo 1.

La información sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2010 y 2009 contenida en la “Reseña Informativa sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2011”, antes de incluir los efectos de los cambios de criterios mencionados en la nota 2.5.i) a los estados contables adjuntos, ha sido cubierta por otros auditores quienes emitieron sus informes sin salvedades de fecha 25 de enero de 2011 y 26 de enero de 2010, sobre los respectivos estados contables.

La información sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2008 y 2007 contenida en la “Reseña Informativa sobre los estados contables al 31 de diciembre de 2011”, ha sido cubierta por otros auditores quienes emitieron sus informes sin salvedades de fechas 22 de enero de 2009 y 28 de enero de 2008, sobre los respectivos estados contables. Dicha información no fue modificada por la Dirección de la Sociedad para incluir los efectos de los cambios de criterios mencionados en la nota 2.5.i) a los estados contables adjuntos.

Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Al 31 de diciembre de 2011, la deuda devengada en concepto de aportes y contribuciones con previsionales a favor de la Administración Nacional de la Seguridad Social, según surge de los registros contables de la Sociedad, asciende a $2.513.769, no siendo exigible a esa fecha.
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2011 hemos facturado honorarios por servicios de auditoría prestados a la Sociedad, que representan el 100% del total facturado a la Sociedad por todo concepto, y el 58% del total de servicios de auditoría y del total facturados a la Sociedad y vinculada por todo concepto.

Buenos Aires,

9 de febrero de 2012


PISTRELLI, HENRY MARTIN Y ASOCIADOS S.R.L.
C.P.C.E.C.A.B.A.. T° 1 - F° 13



EZEQUIEL A. CALCIATI
Socio
Contador Público U.B.A.
C.P.C.E.C.A.B.A. T° 163 - F° 233

“INFORME DE LA COMISIÓN FISCALIZADORA

A los señores accionistas de

ENDESA COSTANERA S.A.

De nuestra consideración:

De acuerdo con lo requerido por la ley de sociedades comerciales y las normas de la Comisión Nacional de Valores, hemos examinado el estado de situación patrimonial de Endesa Costanera S.A. al 31 de diciembre de 2011, y los correspondientes estados de resultados, de evolución del patrimonio neto y de flujo de efectivo, con sus notas 1 a 20 y anexos A, C, D, E, F, G, y H, la memoria del directorio, la reseña informativa requerida por las normas de la Comisión Nacional de Valores y la información adicional requerida por el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, correspondientes al ejercicio económico finalizado en esa fecha. La preparación y emisión de los estados contables citados, es responsabilidad del directorio de la sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas.

Nuestro trabajo sobre los estados contables mencionados en el primer párrafo, consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información de las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos en lo relativo a sus aspectos formales y documentales.

Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta el informe del auditor externo Ezequiel A. Calciati (socio de la firma Pistrelli, Henry Martin y Asociados S.R.L.) de fecha 9 de febrero de 2012, quien manifiesta haberlo emitido de acuerdo con las normas de auditoría vigentes en la República Argentina. Los estados contables han sido preparados en sus aspectos formales de acuerdo con lo dispuesto en la ley Nº 19.550 y las normas aplicables de la Comisión Nacional de Valores, y se encuentran asentados en el libro de inventario y balances. No hemos efectuado ningún control de gestión, y por lo tanto no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, comercialización y producción, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva del directorio. Consideramos que nuestro trabajo y el informe del auditor externo nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

Conforme surge de la nota 1 a los estados contables y el punto 4. del informe del auditor externo, la sociedad presenta capital de trabajo negativo, endeudamiento bancario a muy corto plazo y pérdidas netas recurrentes, situación que, tal como se explica en dicha nota, la sociedad espera revertir en la medida en que exista una resolución favorable de los pedidos realizados a los reguladores sobre la adecuación de los precios por venta de energía y potencia al mercado spot. Estas circunstancias generan incertidumbre respecto del desarrollo futuro del negocio de la sociedad. Los estados contables fueron preparados asumiendo que la sociedad continuará operando normalmente, lo cual depende de la resolución favorable del proceso de adecuación de los precios antes mencionados. Asimismo, tal como se menciona en la nota 2.4.d) a los estados contables, la dirección de la sociedad evaluó que el valor de libros de los bienes de uso al 31 de diciembre de 2011 no supera su valor recuperable a dicha fecha, habiendo calculado los valores recuperables en base a flujos de fondos descontados considerando premisas que estiman una adecuación futura de los precios regulados, cuya concreción, en el actual marco descripto en la nota 1 a los estados contables, es incierta.

Por otro lado, al 31 de diciembre de 2011, la sociedad se encuentra en situación de reducción obligatoria de capital en los términos del artículo 206 de la ley Nº 19.550. Dicha situación será revertida en el supuesto de que la asamblea de accionistas resuelva imputar el total del pasivo por impuesto diferido originado en la aplicación del ajuste por inflación por un monto de $ 182.095.653, a la cuenta “Ajuste de Capital”, conforme lo previsto en la resolución general N° 592/11 de la Comisión Nacional de Valores y lo propuesto en la memoria del directorio.

Basados en el trabajo realizado, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación importante que deba hacerse a:

a) Los estados contables mencionados en el primer párrafo, para que los mismos se consideren confeccionados en sus aspectos formales de conformidad con la ley de sociedades comerciales y las normas pertinentes de la Comisión Nacional de Valores.

b) La información adicional a las notas a los estados contables requerida por el artículo 68 del Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

Informamos además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes que hemos revisado la memoria del directorio y el informe sobre el código de gobierno societario que la complementa, sobre los cuales nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 4º del capítulo XXI, del libro VI de las normas de la Comisión Nacional de Valores, informamos que consideramos apropiada la calidad de las políticas de contabilización y auditoría de la emisora y el grado de objetividad e independencia del auditor externo en el ejercicio de su labor, basados en que:

a) Conforme surge del informe del auditor externo, los estados contables fueron confeccionados de acuerdo a las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, siendo la calidad de la política de contabilización y auditoría satisfactoria en tanto se adecua a aquellas normas; y

b) Pistrelli, Henry Martin Y Asociados S.R.L. es una firma internacional y localmente reconocida que presta servicios de auditoría a numerosas sociedades entre las que se encuentran aquellas que realizan actividades para las que sus auditores deben estar previamente aprobados por organismos de contralor, como es el caso de las entidades financieras y la aprobación que otorga el Banco Central de la República Argentina. Teniendo en cuenta tales circunstancias, consideramos que la firma de auditores efectivamente cuenta con el grado de objetividad e independencia requerido para el ejercicio de su labor.

En cumplimiento de disposiciones vigentes, el Dr. Miguel Cosenza, contador público matriculado, comprendido dentro de las previsiones de las resoluciones UIF Nº 65/11 y FACPCE Nº 420/2011, ha manifestado que ha aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo previsto en las normas profesionales vigentes.

En ejercicio de control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el período los distintos procedimientos descriptos en el artículo 294 de la ley N° 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Buenos Aires, 9 de febrero de 2012.

por Comisión Fiscalizadora

PATRICIO A. MARTIN”

AI assistant

CENTRAL COSTANERA S.A. Annual Report 2011

ENDESA COSTANERA S.A.

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO

Estimados(as) Accionistas:

No obstante, a pesar del entorno complejo, continuamos adaptándonos a los constantes desafíos, cumpliendo con los planes establecidos y acompañando la creciente demanda energética con una operación adecuada.

CAPÍTULO I

CONTEXTO Y PERSPECTIVAS MACROECONÓMICAS

Reseña de Producción

CAPÍTULO III

GESTIÓN COMERCIAL

GESTIÓN DE COMBUSTIBLES

Indicadores de Ecoeficiencia

CAPÍTULO IV

RECURSOS HUMANOS

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

Finanzas

Y DEL RESULTADO DE LAS OPERACIONES

AMPLIACIÓN DE LA MEMORIA- DECRETO 677/2001

PROPUESTA DEL DIRECTORIO

El Directorio

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

Suministro de Gas Natural

Ampliación de la capacidad de transporte de gas natural

c) Suministro de combustibles líquidos

AI assistant

CENTRAL COSTANERA S.A. — Annual Report 2011

ENDESA COSTANERA S.A.

CARTA DEL PRESIDENTE DEL DIRECTORIO

Estimados(as) Accionistas:

No obstante, a pesar del entorno complejo, continuamos adaptándonos a los constantes desafíos, cumpliendo con los planes establecidos y acompañando la creciente demanda energética con una operación adecuada.

CAPÍTULO I

CONTEXTO Y PERSPECTIVAS MACROECONÓMICAS

Reseña de Producción

CAPÍTULO III

GESTIÓN COMERCIAL

GESTIÓN DE COMBUSTIBLES

Indicadores de Ecoeficiencia

CAPÍTULO IV

RECURSOS HUMANOS

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS

Finanzas

Y DEL RESULTADO DE LAS OPERACIONES

AMPLIACIÓN DE LA MEMORIA- DECRETO 677/2001

PROPUESTA DEL DIRECTORIO

El Directorio

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

(expresados en pesos)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

NOTA 5 – DEUDAS BANCARIAS Y FINANCIERAS (cont.)

Suministro de Gas Natural

Ampliación de la capacidad de transporte de gas natural

c) Suministro de combustibles líquidos

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