Central Termica Roca S.A. — Annual Report 2016

Mar 13, 2017

ACTA DE DIRECTORIO

En la Ciudad de Buenos Aires, a los 10 días del mes de marzo de 2017, siendo las 11:30 horas se reúnen en la sede social sita en la Av. Leandro N. Alem 855, Piso 14º, los señores Directores de CENTRAL TÉRMICA ROCA S.A. (en adelante la “Sociedad”) que firman al pie. Asiste a la reunión el Síndico Titular Marcelo Pablo Lerner, en representación de la Comisión Fiscalizadora. Preside la reunión el Sr. Armando Roberto Losón, quien luego de verificar que se cumple el quórum legal y estatutario requerido, manifiesta que corresponde considerar la documentación por el ejercicio económico de la Sociedad, cerrado al 31 de diciembre de 2016. Expresa asimismo que atento a que dicha documentación obra en poder de los Señores Directores con anticipación suficiente a esta reunión y no habiéndose formulado objeción alguna a la misma hasta el presente, propone se tenga por leída y aprobada. Sometida la moción a votación, resultan aprobados por unanimidad de los presentes los siguientes elementos: a) Memoria, la que se transcribe a continuación:

Memoria Ejercicio 2016

Sres. Accionistas de CTR,

En cumplimiento con disposiciones legales y estatuarias vigentes, el Directorio somete a vuestra consideración la presente Memoria, la Reseña Informativa, los Estados Financieros, Estados de Resultados Integrales, Estados de Cambios en el Patrimonio, Estados de Flujos de Efectivo, Notas a los Estados Financieros, correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016.

1. ACTIVIDAD DE LA COMPAÑÍA

La participación en el capital social accionario de CTR está conformada en un 75% por AISA y en un 25% por Tefu S.A.

CTR se constituyó el 8 de julio de 2011, siendo su actividad principal la generación y venta de energía eléctrica.

En el año 2011, el Grupo Albanesi a través de CTR adquirió una central (la “Central”) ubicada en las proximidades de la ciudad de Gral. Roca, provincia de Río Negro, sobre la ruta Provincial Nº 6, km 11,1, que se encontraba indisponible desde el año 2009.

Construida en el año 1995, la Central dispone de una unidad de generación con tecnología EGT (European Gas Turbines) y una potencia nominal de 130 MW. Durante el ejercicio 2012, se concluyó la primera etapa de reparación y reacondicionamiento de la Central quedando habilitada para la operación comercial a fines de junio de 2012. A fines de junio de 2013 se finalizó la segunda etapa, que consistió en el reacondicionamiento y modificación de las instalaciones e infraestructura con el fin de realizar la conversión a combustible dual, permitiendo el uso de combustible alternativo (Gas Oil) para alimentar el turbogrupo.

La energía generada por la Central abastece a CAMMESA bajo la Resolución N° 220/07 de la SE. La Central Termoeléctrica se encuentra vinculada eléctricamente al SADI a través de un sistema de trasmisión de 132 kV.

La Sociedad se encuentra ejecutando el proyecto para el cierre de ciclo combinado de la Central, incorporando una potencia adicional de 60 MW lo cual implicará que a la actual turbina de 130 MW, que hoy opera con gas y gasoil, se le incorporará una potencia adicional de 60 MW. Además de incrementar la potencia, esta obra es un importante aporte en términos ambientales, ya que no implicará consumo adicional de combustible.

Este proyecto demandará una inversión aproximada de 94 millones de dólares, a la fecha de los presentes estados financieros se llevan invertidos 30 millones de dólares. La puesta en marcha está estimada para el primer trimestre del 2018. Cabe mencionar que a la fecha de los presentes estados financieros, se encuentra abonado el 60% del contrato por la turbina de vapor con General Electric por un total de 5,8 millones de dólares y el 38% de la caldera con el proveedor Daniel Ricca S.A. por un total de 8 millones de dólares. Asimismo, se encuentran contratados los sistemas de control, la torre de enfriamiento, la planta de agua junto con el edificio correspondiente, el transformador de potencia, y se inició la construcción de la base para el generador a vapor. Adicionalmente se contrató el edificio de TV y salas auxiliares, las celdas MT, base HRSG, puente grúa y transformadores auxiliares. Adicionalmente, las válvulas manuales, transporte internacional y montaje electromecánico, serán contratadas en los próximos meses.

1. CONTEXTO MACROECONÓMICO

Contexto internacional

El año 2016 estaría cerrando con un crecimiento del orden del 3,1% para la economía mundial, luego de un alza del 3,2% en 2015 y 3,4% en 2014. Se espera que el crecimiento mundial sea de 3,4% para el 2017 y 3,6% para el 2018. En lo que respecta a las economías desarrolladas se espera que crezcan a valores superiores al 1,9% en 2017 y 2% en 2018, impulsadas por el crecimiento esperado de Estados Unidos de 2,3% y 2,5% respectivamente, compensado por el menor crecimiento esperado de la zona Euro de 1,6% en ambos años.

El crecimiento estimado del producto mundial durante el tercer trimestre de 2016 rondó 3% (a una tasa anualizada); es decir, aproximadamente igual que en los dos primeros trimestres del año. Sin embargo, esta tasa de crecimiento promedio estable oculta divergencias entre los diferentes grupos de países. El crecimiento ha repuntado con más vigor de lo previsto en las economías avanzadas, mayormente porque el efecto de lastre que generaban las existencias se ha atenuado y porque la producción manufacturera ha revivido en cierta medida. Por el contrario, se observa una desaceleración inesperada en algunas economías de mercados emergentes, atribuible más que nada a factores idiosincráticos. Los indicadores anticipados como los índices de gestores de compras conservaron el vigor en el cuarto trimestre en la mayoría de los casos.

Entre las economías avanzadas, la actividad revivió con fuerza en Estados Unidos tras la debilidad que caracterizó al primer semestre de 2016, y la economía está cerca del pleno empleo. El producto continúa por debajo de su nivel potencial en una serie de economías avanzadas, sobre todo la zona del euro. Las cifras preliminares del crecimiento durante el tercer trimestre fueron algo más alentadoras de lo previsto en algunas economías como España y el Reino Unido, cuya demanda interna resistió mejor de lo esperado tras el voto a favor de la salida de la Unión Europea. Según las revisiones históricas del crecimiento, en 2016 y en los años precedentes la tasa de crecimiento de Japón superó las estimaciones.

Contexto regional

La expectativa para la región latinoamericana es que estaría cerrando el año 2016 con una disminución del orden del -0,7% explicado principalmente por la baja performance de Brasil (-3,5%), compensado por el bajo crecimiento de México (+2,2%). Se espera que la economía de la región latinoamericana obtenga un crecimiento de 1,2% en 2017 y de 2,1% para el 2018.

En América Latina, la revisión a la baja del crecimiento refleja en gran medida una menor expectativa de recuperación a corto plazo en Argentina y Brasil tras cifras de crecimiento que defraudaron las expectativas en torno al segundo semestre de 2016, condiciones financieras más restrictivas y vientos en contra más fuertes para México debido a la incertidumbre relacionada con Estados Unidos, así como el deterioro ininterrumpido de la situación en Venezuela.

Argentina

Según el informe de WEO del FMI, la actividad económica de Argentina acumulada para el 2016 estaría cerrando con una disminución en torno al -2,4% respecto del 2015.

La expectativa de la economía argentina es tener un crecimiento en el orden del 2,2% en 2017 y 2,8% en 2018.

La actividad económica de Argentina acumulada hasta noviembre 2016 - medida por el EMAE (Estimador Mensual de Actividad Económica) - tuvo una variación negativa de -2,5% respecto al acumulado al mismo período de 2015.

En la misma dirección, y de acuerdo al Informe de Avance del Nivel de Actividad que elabora el Indec, el PBI acumulado de los tres primeros trimestres del 2016 en comparación con el mismo período de 2015 tuvo una disminución del -2,4%.

La evolución macroeconómica del tercer trimestre de 2016 determinó, de acuerdo con las estimaciones provisorias, una variación en la oferta global, medida a precios del año 2004, de -3,1% con respecto al mismo período del año anterior, debido a la baja de 3,8% del PBI y de 0,6% de las importaciones de bienes y servicios reales.

En la demanda global se observó una variación de -2,5% en las exportaciones de bienes y servicios reales y una caída de 8,3% en la formación bruta de capital fijo. El consumo público registró un alza de 1,9%, mientras que el consumo privado disminuyó 3,1%.

En lo que respecta a la actividad industrial medida por el EMI (Estimador Mensual Industrial), la actividad industrial del 2016 con respecto 2015 presentó una variación negativa del -4,6%.

Respecto a la evolución de los precios, de acuerdo el IPIM (Índice de Precios Internos al por Mayor) alcanzó un 34,5% acumulado en 2016 (Indec).

El Nivel general del IPIM registró una suba de 0,8% en el mes de diciembre de 2016 respecto del mes anterior. Este aumento se explica como consecuencia de la suba de 0,6% en los productos nacionales y de 2,7% en los productos importados.

Por otra parte, el Nivel general del IPBI mostró un alza de 0,8% en el mismo período. En este caso la variación se explica por la suba de 0,7% en los productos nacionales y de 2,7% en los productos importados. Asimismo, el Nivel general del IPP registró un incremento de 0,8% en el mismo período, como consecuencia de la suba de 1,6% en los productos manufacturados y Energía eléctrica mientras que los productos primarios muestran una caída de 1,0%.

En cuanto al sector externo, en los doce meses de 2016, la balanza comercial fue superavitaria en 2.128 millones de dólares. El total exportado fue de 57.737 millones de dólares y el importado de 55.610 millones de dólares. Las exportaciones aumentaron 1,7% respecto a 2015 (crecimiento de 949 millones de dólares). Las exportaciones de Productos primarios crecieron 17,7%, las exportaciones de MOA crecieron 0,2%, en tanto que las exportaciones de Combustibles y energía cayeron 11,5% y las de MOI 6,6%. En 2016 el valor de las importaciones fue 6,9% inferior al del año anterior. Se redujeron 4.147 millones de dólares. Las importaciones de Combustibles y lubricantes cayeron 30,7%; las de Bienes intermedios 14,4%; las de Piezas y accesorios para bienes de capital 10,8%; en tanto que subieron 33,5% las importaciones de Vehículos automotores de pasajeros; 9,1% las importaciones de Bienes de consumo; y 2,2% las importaciones de Bienes de capital. En este último caso, se registró una caída de 6,7% de las importaciones de Bienes de capital excluido equipos de transporte, y un aumento de 32,5% de las importaciones de Equipos de transporte industriales.

En cuanto a las variables monetarias, el stock de base monetaria pasó de un nivel de $622.263 millones a fines de 2015 a $787.895 millones a fines de 2016, reflejando un incremento del 26,6% en el año. Respecto de las reservas internacionales, las mismas finalizaron el año en un nivel de $37.853 millones reflejando una suba del 52,5% respecto al año anterior. La cotización del dólar estadounidense, de acuerdo al mercado único libre de cambios, pasó de $13,04/U$S a $15,89/U$S registrando una devaluación del 21%. (BCRA).

En lo que respecta a la base monetaria, presentó un crecimiento mensual de 9,6%, con incrementos tanto del circulante en poder del público como de las reservas bancarias, alentados por los factores estacionales y excepcionales antes mencionados, que también generaron un aumento de la exigencia de encajes (ver sección Liquidez Bancaria). La demanda de base monetaria de diciembre se abasteció mediante la reducción en el saldo de LEBAC y por la expansión generada por las operaciones de compra de divisas, principalmente al Tesoro Nacional. Ambos efectos fueron parcialmente compensados por la contracción generada por el incremento en los pases con el Banco Central.

Contemplando el año 2016 en conjunto, a diferencia de lo que había ocurrido en años previos, la principal fuente de variación de la base monetaria fueron las compras de divisas, pasando a segundo plano las transferencias al Tesoro Nacional. Por consiguiente, el aumento de los pasivos no monetarios en 2016 tuvo como contrapartida el fortalecimiento del activo del Banco Central, mediante el aumento de los activos líquidos en moneda extranjera. En términos interanuales, la base monetaria presentó una variación de 26,6%, 1,8 p.p. por debajo del mes previo y 13,9 p.p. inferior a la que registró a fines de 2015.

Por el lado de las finanzas públicas, según Secretaría de Hacienda - Ministerio de Economía y AFIP, los ingresos del Gobierno Nacional (incluyendo ingresos tributarios, de la seguridad social y rentas de la propiedad) aumentaron al 35,3% anual, llegando a $1.613 mil millones en 2016. El gasto primario por su parte creció a una tasa levemente superior (38,2%), alcanzando $1.972 mil millones. La recaudación tributaria alcanzó un valor de $2.070 mil millones, dicho monto es 34,6% más elevado que el registrado en el año 2015.

Características estructurales del Sector Energético

La evolución de la demanda y consumo energético en la Argentina está correlacionada positivamente con la evolución del PBI, implicando que a mayor crecimiento económico la demanda energética consolidada de todos los productos energéticos también crece. El crecimiento histórico del consumo energético tuvo un promedio anual acumulativo de 3,1% en los últimos 57 años[1], con una media de 2,2% anual acumulativa[2] desde el 2002 a pesar que en este último periodo el crecimiento económico se elevó a una media del 3,9% anual que fue superior al 2,5% anual acumulativo desde 1959.

El crecimiento del consumo energético en la primera década del siglo XXI de elevado crecimiento económico, no fue impulsado tanto por un crecimiento del consumo del sector Industrial, sino preponderantemente de los sectores Residencial y Comercial como se advierte en lo parámetros del consumo gasífero, de naftas y especialmente de electricidad. El estancamiento económico de los últimos redujo las tasas de crecimiento del consumo energético que se habían mostrado importantes entre 2003 y 2011.

La estructura del consumo primario energético en la Argentina es fuertemente dependiente de los hidrocarburos, con un estimado de 86,7% para 2016[3].

Este porcentaje se ha reducido levemente en los últimos cinco años por la obligación impuesta a los refinadores que abastecen combustibles, de incorporar porcentajes crecientes de biodiesel y bioetanol en su producción de gas oíl y naftas. La característica estructural de tan alta dependencia de derivados del petróleo y del gas natural se da usualmente en pocos países, que poseen grandes reservas de petróleo y gas. La particularmente elevada dependencia del gas natural – 53,1% como estimación de 2016 - fluctúa anualmente en función de las cantidades importadas de gas natural, gas natural licuado (GNL) para satisfacer la demanda. A pesar de estas importaciones, la demanda potencial de gas natural se encuentra parcialmente insatisfecha en invierno en el segmento industrial - con restricciones al consumo, sin reemplazo por otros combustibles - y al segmento de generación termoeléctrica[4]. Por la naturaleza, característica y costo de las inversiones necesarias, existe dificultad de modificar la estructura de consumo energético a corto plazo, pese a lo cual la actual Administración se ha fijado objetivos ambiciosos de incremento de fuentes renovables en el abastecimiento energético.

El consumo energético final en la Argentina – neto de pérdidas y transformación - se distribuye en forma equilibrada entre transporte, segmento industrial y residencial/comercial. Esta distribución es similar a otros países en desarrollo con territorio extenso y tamaño medio de población.

Como síntesis, pueden detallarse las siguientes características particulares de la demanda y oferta energética en la Argentina:

• Estructura atípicamente sesgada hacia el Petróleo y Gas, que es solo característica de los grandes exportadores de hidrocarburos como Medio Oriente, Rusia, países exportadores de LNG de África, o Venezuela.
• Adicionalmente, posee la particularidad que el 53,1% del consumo es dependiente del gas natural con una penetración gasífera en el consumo – a pesar de las importantes restricciones a la demanda potencial de este producto energético, que llevan a la sustitución por otros combustibles en generación eléctrica, y a restricciones directas a la demanda industrial en algunas ramas industriales -, superada por pocos países de grandes producciones excedentes de gas natural.
• Estancamiento en la oferta energética local – y en los últimos años también de la demanda interna que mitigó los problemas de escasez relativa -, ya que las inversiones de los últimos años en un sector energético estructuralmente dependiente de petróleo y gas, han sido insuficientes para incrementar efectivamente la oferta interna productiva que se vuelque a abastecer una demanda que en periodos de crecimiento económico también es creciente.
• Demanda potenciada en algunos segmentos específicos como el residencial y comercial tanto en gas natural como en energía eléctrica, por el retraso de tarifas, generando que las tasas de crecimiento del consumo energético residencial sean mayores a las razonables por su bajo precio.

Entre los complementos a la producción de gas local, se destaca la importación de gas desde Bolivia que creció en forma marcada, y la importación de crecimiento explosivo – en los primeros años, ya que su capacidad se encuentra saturada en los inviernos - de LNG desde diversos proveedores. La importación de LNG por las plantas de regasificación de YPF-ENARSA en Bahía Blanca sobre muelle de Compañía MEGA, y en muelle dedicado de Escobar, experimentó un crecimiento vertiginoso con número creciente de cargos desde 2008.

Del mismo modo, las importaciones de gas desde Bolivia se han incrementado, aunque a una tasa menor a la convenida contractualmente con ENARSA, ya que en el invierno 2016 se produjo un default de 4 MMm3/d respecto a las cantidades Deliver-or-Pay convenidas.

La reducción de precios internacionales del petróleo también influyó en una considerable reducción de precios de importación del gas desde Bolivia y del LNG.

Estado Particular del Sector Eléctrico Argentino

El parque de generación eléctrica en la Argentina evolucionó de modo dispar a lo largo de la historia, con diferentes períodos de incremento de la oferta en respuesta a las políticas imperantes para satisfacer la demanda de energía eléctrica. Si bien pueden estimarse cerca de 33.832 MW nominales instalados a fin de 2016, la potencia disponible operativa en un momento dado puede estimarse en torno a 24.500 MW a fin de 2016, ya que algunas unidades poseen restricciones de generación por insuficiencia de abastecimiento de combustibles, dificultades en alcanzar el rendimiento nominal, y un número considerable de unidades se encuentran recurrentemente en mantenimiento.

Estimamos que durante 2016 ingresaron unidades pequeñas de emergencia constituidas mayormente por motores diésel por 608 MW, que se localizaron en diferentes regiones de acuerdo a las necesidades de ciudades medianas y pequeñas para atender los picos de demanda. Adicionalmente se incorporaron 1.206 MW en turbinas a gas tanto en centrales grandes como CT Guillermo Brown - dos unidades TG de la CT Guillermo Brown de 290 MW cada una -, como en centrales más pequeñas como CT Loma La Lata en Neuquén, CT Independencia y CT Frías entre otras. También se destaca un aumento marginal de potencia nuclear nominal de 5 MW y 18 MW de generación con biomasa.

En 2016 se puede observar un leve crecimiento de la demanda bruta (incluye el consumo propio en plantas de generación eléctrica, y las pérdidas que se producen en los sistemas de transmisión y distribución) de energía eléctrica de 0,6% respecto a la demanda registrada en 2015.

El mayor incremento de la demanda bruta máxima se registró en el mes de febrero 2016 donde la demanda máxima representó un aumento del 10% respecto al mismo mes del año pasado.

Capacidad Nominal de Generación

La Potencia Instalada Nominal es dominada por la generación termoeléctrica, aunque el nivel de indisponibilidad de la misma es aun elevado, en especial en el período de invierno durante el que las restricciones de combustibles reducen la potencia efectiva disponible.

G&G Energy Consultants estima que durante el 2016 la potencia efectiva disponible – que es menor a la nominal declarada por las razones ya citadas - llegó al orden de 24.500 MW incluyendo reserva rotante de 1.000 MW -, que no requirió ser utilizada en toda su magnitud debido a una demanda moderada por la recesión industrial en los meses fríos de mayo y junio 2016 en que no se superaron records, y la potencia disponible pudo satisfacer la demanda. En febrero 2016 se batió el record de demanda con cortes importantes y con importaciones, ya que el parque de generación local apenas logró aportar 23.496 MW de los 25.380 MW que se consumieron, sin contar las restricciones.

Solo en diciembre de 2016 y enero 2017, las inversiones en mantenimientos habían mejorado la disponibilidad del parque termoeléctrico con una disponibilidad de generación local que probablemente se encuentra en torno a 25.000 MW.

El incremento de potencia disponible efectiva se logró con reparaciones de unidades que usualmente estaban indisponibles, y las incorporaciones citadas anteriormente. Las empresas del grupo Albanesi continuaron invirtiendo en varias centrales, entre las que se destacan dos unidades TG de 60 MW cada una en CT Independencia en Tucumán, una TG de 60 MW en CT Frías en Santiago del Estero además de dos turbinas que suman 32 MW en CT La Banda en la misma provincia, una unidad TG de 50 MW en CT Riojana (en 2017 inicia la operación comercial), el revamping completado de una unidad TG de 130 MW en la CT Roca donde adicionalmente se construye el cierre a ciclo combinado con la incorporación de una unidad TV de 60 MW; también se menciona la disponibilidad de las unidades TV a gas natural o fuel oíl de la CT Sorrento que suman 135 MW.

El mismo grupo comprometió con CAMMESA una nueva planta de generación, la CT Ezeiza de 150 MW y una ampliación de capacidad en GI de 100 MW en dos etapas, en el marco del llamado licitatorio competitivo de la Secretaría de Energía Eléctrica para ofertas de nueva capacidad de generación bajo la Resolución 21/2016, en el que el Grupo Albanesi resultó adjudicatario de ofertas por 420 MW.

La Demanda Bruta de Electricidad – incluyendo las pérdidas en el sistema de transmisión y distribución y el consumo propio en unidades de generación – ha visto crecer el suministro termoeléctrico en forma notoria en las últimas décadas, acompañado con un suave incremento de la oferta hidroeléctrica proveniente desde la central de Yacyretá tras el paulatino incremento de su cota de generación desde el 2006.

La demanda de energía eléctrica muestra una fuerte tendencia al crecimiento, con morigeración de la demanda en períodos de caída de la economía como el 2016, en que el PBI habría caído 2,5%.

La demanda de energía a lo largo de las horas de cada mes, registró crecimiento tras la caída experimentada desde las restricciones al consumo eléctrico industrial del invierno 2007 y la crisis internacional de fin de 2008 e inicios de 2009, reflejando el fuerte incremento de la actividad industrial y el consumo masivo en la economía. Sin embargo, la demanda eléctrica revirtió la tendencia desde mediados de 2011 hasta fin de 2015 con crecimiento de la demanda evidenciada por el promedio móvil de doce meses. El fin de 2015 con el inicio de la recesión económica, trajo un nuevo cambio de tendencia a la reducción de demanda de energía que cierra el 2016 con crecimiento de solo 0,6% respecto a 2015, algo menos que el 1,0% de crecimiento en 2014 en que el PBI también se redujo 2,5%.

Ni el invierno 2015 ni 2016 marcaron nuevos registros máximos de potencia por temperaturas templadas que incidieron en la demanda en 2015, y por recesión económica en 2016. En el verano 2016 sí se marcó un nuevo record con altas temperaturas en Buenos Aires, registrándose el record de consumo de potencia con 25.380 MW el 12 de febrero de 2016.

Al igual que en el gas natural, la fuerte estacionalidad de la demanda eléctrica en la Argentina – tanto de energía como de potencia – influye en las necesidades de inversión que se dimensionan para atender los picos máximos de demanda invernal, generando excedentes importantes en otros momentos del año que inciden en menores costos y competencia en dichos períodos. La demanda de potencia eléctrica es máxima en las horas de la noche tanto en verano como especialmente en invierno. En este último caso debido al uso intenso de calentadores eléctricos, ante el diferencial de costo y simplicidad en relación al gas natural.

La indisponibilidad técnica de las centrales térmicas mejoró tras el invierno 2015, de la gravedad de inviernos pasados que mantenían de 5.000 a 6.000 MW fuera de servicio en todo momento tanto por cuestiones técnicas como por insuficiencia de sistema logístico para abastecer de combustibles líquidos en ausencia de disponibilidad de gas natural. En este verano 2017 la indisponibilidad se redujo y estimamos que las unidades fuera de disponibilidad totalizan entre 2.700 y 3.500 MW.

El Costo Monómico de generación de CAMMESA se traslada como precio efectivo solo a algunos segmentos del mercado eléctrico, en forma parcial a pesar de los incrementos dispuestos para el Precio Estacional de la Energía en febrero 2016 aunque en buena proporción a los consumidores industriales directos con la excepción de aquellos que se encuentran abastecidos comercialmente por Distribuidoras eléctricas.

CAMMESA corrigió su determinación de costos de combustibles, computando ahora el verdadero costo del gas importado desde Bolivia, como LNG y el precio del gas local incrementado en 2016. Este sinceramiento de CAMMESA en relación a la metodología que consideraba todo gas importado al mismo precio que el gas local, favoreció en 2016 una contención de costos de generación termoeléctrica al reducirse los precios de importación de combustibles que influyen en el Sobrecosto Transitorio de Despacho.

Es posible que a la par del reciente incremento de precios internacionales del petróleo y combustibles, el costo de importaciones de combustibles influya al alza en los precios finales que el gobierno traspase a los consumidores de energía eléctrica mediante ajustes tarifarios durante el 2017, que se esperan para febrero.

Los Ciclos Combinados son los protagonistas de la oferta térmica, con complemento limitado de unidades TV (con consumo preferente entre 2014 y 2017 de Fuel Oíl y Carbón), y unidades TG. Se considera que durante los próximos años se mantendrá esta estructura de despacho termoeléctrico creciente y consumo de combustibles fósiles, y que un eventual cambio de estructura de abastecimiento y generación de fuentes renovables demandará varios años para la concreción de proyectos y requerirá ampliaciones importantes en capacidad de transmisión eléctrica, y montos de inversión sustanciales.

Con fecha 27 de enero de 2017 se publicó la Resolución MinEyM SE 19-E/17, la cual reemplaza la Resolución SE 22/16. Esta resolución adapta los criterios de remuneración a condiciones económicamente razonables, previsibles y eficientes, mediante compromisos de mediano plazo.

Quedan excluidos de este esquema los Agentes Generadores en el marco de los contratos regulados por Resolución 1281/2006, 220/2007, 21/2016 así como cualquier otro tipo de contrato del MEM que tengan un régimen de remuneración diferencial establecido o autorizado por la autoridad competente del MEM.

Entre los principales cambios, se establece que la remuneración será en base a Potencia Disponible y Energía generada, valorizada en Dólares, simplificando el cálculo de los mismos.

La entrada en vigencia es a partir del 1° de febrero de 2017.

1. PUNTOS DESTACADOS DEL EJERCICIO 2016
2. Energía Eléctrica

En el año 2016 la unidad operó con un despacho del 29% y tuvo una disponibilidad promedio del 91,40% en todo el año, la misma fue inferior a la del ejercicio 2015 debido al mantenimiento realizado en el mes de noviembre.

3.2 Mantenimiento

El objetivo de las tareas de mantenimiento durante el ejercicio fue el de mantener la disponibilidad dentro de los valores comprometidos por el contrato. El plan de mantenimiento abarcó tanto al turbogrupo como los equipos auxiliares, destacándose las siguientes tareas:

• Se realizó una HGPI (inspección de pasos de gases calientes), en la cual se reemplazaron el kit de combustión por uno reparado por GE y el kit de turbina por uno de nueva tecnología (AGP)
• Se realizó una reparación del interruptor de Grupo con el personal de Alstom. Finalmente se hicieron los ensayos con resultados satisfactorios.
• Se realizaron ensayos eléctricos y análisis de aceite al transformador principal y transformadores auxiliares.
• Se desmontó el motor de lanzamiento de la TG para ser enviado a los talleres de Motec para inspección, limpieza, barnizado y cambio de rodamientos.
• Instalación de un eliminador de niebla (Demister), que permitirá recuperar el aceite vaporizado que en el pasado se quemaba en la chimenea.
• Se reemplazó el sistema de control de la TG, instalándose la última versión que GE dispone, el Mark VIe.
• Se reemplazó el sistema de excitación de la TG por uno de última generación.
• Se verificaron las protecciones del generador, transformador principal y auxiliares y celdas de media tensión.
• Se repararon los silenciadores de escape de la TG.
• Se instaló un odorizador de gas por requerimiento normativo.
• Se puso en servicio acueducto (etapa I), desde canal principal de riego a la Central.
• Se desplazó la chimenea de escape para permitir la instalación de un Diverter, equipo requerido para el proyecto de Cierre de Ciclo
• Medio Ambiente

Sistema de Gestión Ambiental Corporativo

CTR cuenta con un Sistema de Gestión Integrado de conformidad con las normas ISO 14001:2004. Dicha certificación es corporativa e integra la gestión ambiental de todas las centrales del Grupo Albanesi (GROSA, CTR, GFSA, CTMM, CTRi, CTLB y CTI).

El esquema corporativo implementado permite proceder unificada y coordinadamente en todas las centrales aunando el criterio para la determinación de los impactos ambientales significativos, los peligros y riesgos a los que las empresas se encuentran expuestas y promover un marco de desempeño solidario, cooperativo e integrado entre las mismas; favoreciendo el crecimiento conjunto basado en el conocimiento y la experiencia compartida.

La documentación del Sistema estandariza la mayor cantidad de información posible, asegurando la integridad y consistencia en el mantenimiento de los sistemas distribuidos a través de una gestión centralizada, adecuada a las circunstancias y estableciendo pautas comunes de trabajo en cuanto a medidas de control, seguimiento y tratamiento de los problemas.

Soportado en una estructura de trabajo caracterizada por la revisión regular de los estados de situación, el análisis y planificación como principio fundamental de gestión y la búsqueda permanente del fortalecimiento de las capacidades de los recursos humanos, el Sistema Ambiental Corporativo aplicado ha resultado eficaz frente a los desafíos de conducción planteados como meta para el crecimiento de la organización en su desempeño ambiental.

El tiempo de trabajo con el sistema corporativo ha permitido, sobre la base de la integración y complementación de las capacidades humanas, el intercambio de recursos y el aprovechamiento compartido de las experiencias, sustentar un proceso de mejora continua y crecimiento, con marcados beneficios en controles operacionales más seguros frente a las necesidades de contención del proceso, el óptimo estado de las instalaciones en general y el involucramiento del personal para el logro conjunto y organizado de los objetivos de trabajo establecidos. Al respecto se destaca:

• Capacitaciones cumplidas conforme a programaciones originales.
• Ausencia de incidentes ambientales.
• Destacable orden y limpieza en las instalaciones.
• Tratamiento eficaz de acciones correctivas y preventivas.
• Atención en tiempo y forma de requerimientos legales.
• Controles operacionales actualizados, reconocidos documentalmente e implementados con resultados satisfactorios.
• Introducción del concepto de “Sostenibilidad” en la gestión de los aspectos ambientales de la actividad y ampliación de la consideración de los mismos a la mayor extensión posible de sus ciclos de vida.
• Desarrollo de nuevos proyectos de ampliación de las capacidades de generación de determinadas plantas del grupo, como así también las instalaciones en curso de nuevas Centrales eléctricas, bajo estricto seguimiento de las exigencias ambientales en materia legal, documental y de campo.
• Continua mejora en el cuidado y la estética de los espacios verdes disponibles, con expansiones puntuales referidas a importantes trabajos de forestación y desarrollo de espacios exclusivos con creación de lagunas artificiales, colocación de vegetación autóctona e inserción de fauna, acuática y avícola, específica.
• Integración de la comunidad al conocimiento de la actividad, mediante la recepción de visitas y recorridas guiadas de las instalaciones de alumnos de establecimientos educativos en todos sus niveles de formación.

En el período octubre-noviembre de 2016 se concretó el proceso de auditoría externa del Sistema Ambiental Corporativo, a cargo del ente certificador “IRAM”, habiéndose obtenido la recertificación de las plantas.

• 1. Recursos Humanos

Durante el año 2016 se asentaron varios de los procesos en los que se venía trabajando desde Recursos Humanos, como ser el proceso de Evaluación de Desempeño, el plan anual de Capacitación, los procesos de Selección y las Relaciones Gremiales.

En lo referente al proceso de Evaluación de Desempeño, se pudo lograr un compromiso por parte de todos los sectores gerenciales involucrados, logrando una devolución completa de la evaluación de cada empleado en su equipo de trabajo. Continuamos analizando con mayor profundidad las tareas y funciones de cada posición, para desarrollar objetivos específicos y superadores por rol año tras año.

En el área de Capacitación, se trabajó durante el año con los distintos Gerentes respecto a las necesidades operativas que pueda llegar a surgir por los distintos proyectos para desarrollar las capacidades de cada empleado. Se pudo determinar un plan, que será de aplicación durante todo el 2017, con la idea de monitorear la efectividad del mismo, y progresivamente trabajar en las modificaciones para los años venideros.

En lo referente a las Relaciones Gremiales, se continúa trabajando junto con la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza en un Convenio Colectivo de Trabajo de empresa que se utilice de marco para todas las centrales térmicas de toda la compañía. El mismo se encuentra alineado al Convenio 36/75 que es de aplicación nacional por Luz y Fuerza, con destacados beneficios adicionales para los empleados encuadrados.

Como proyectos para el año 2017, se encuentra la implementación de los Recibos Digitales, otorgando mayor velocidad en la distribución de los recibos o distintas notificaciones que deban realizarse a los empleados de todas las localizaciones. Esto viene acompañado de la digitalización de toda la documentación de Recursos Humanos, en pos de obtener un acceso más fácil y rápido de la misma, pudiendo también distribuirla de forma electrónica a los distintos sectores que puedan tener requerimientos de la misma.

Se comenzaron proyectos muy relevantes para la compañía como el relevamiento de “Cultura y Comunicación Interna” y “RSE y Sustentabilidad”. El primer proyecto implica conocer y analizar qué características posee la actual cultura de la organización, las relaciones interpersonales y las comunicaciones formales entre el Comité Ejecutivo, gerentes, jefes y los colaboradores en todas las posiciones, identificando su impacto sobre el clima organizacional y el logro de los objetivos del negocio. Asimismo, dentro de este proyecto se llevará a cabo la primer Encuesta de Opinión de todo el personal del Grupo sobre sus percepciones referidas a aspectos significativos de la cultura y el clima organizacional.

Otro proyecto significativo tiene como finalidad analizar la situación actual de Grupo Albanesi en términos de desarrollo de RSE y gestión orientada a la Sustentabilidad enmarcando la misma dentro de los lineamientos de las Naciones Unidas en cuanto a la responsabilidad de las empresas en el mejoramiento del medio ambiente. Se han iniciado trabajos orientados a la articulación de la RSE con la gestión ambiental de Grupo Albanesi. Se comenzará a trabajar con las empresas Generación Rosario S.A. y Generación Mediterránea S.A. para luego incorporar al resto de las empresas del grupo.

Entre otras iniciativas del área se llevarán a cabo trabajos destinados a: describir y evaluar las diferentes posiciones de cada área organizativa, relevar el potencial de desarrollo de los colaboradores para gestionar el desarrollo de futuros responsables de conducir diferentes áreas operativas y de administración.

• 1. Sistemas y Comunicaciones

Durante el año 2016, las áreas de Sistemas y Comunicaciones continuaron brindando mantenimiento, desarrollo, implementación, innovación y soluciones asociados a aplicaciones, tecnología, telecomunicaciones, seguridad de la información y procesos, garantizando un adecuado nivel de servicio y cubriendo las necesidades del negocio de las Compañía.

Cabe destacar que el área cuenta con políticas y procedimientos acordes a normas y estándares internacionales los cuales son monitoreados en forma continua a fin de controlar el cumplimiento de los objetivos del sector, los controles internos, como así también asegurar la calidad y la mejora continua.

Los proyectos y objetivos logrados durante el año 2016 se resumen a continuación:

• En el mes de octubre se finalizó con la implementación del ERP SAP. De esta manera se estableció un modelo de procesos estándar y uniforme para todo el Grupo Albanesi, mejorando la calidad e incorporando las mejores prácticas en materia de procesos de gestión y reporting.

• Implementación del Office 365 como solución a la ofimática actual. Así también, se migro el 98% de las cuentas de correo electrónico a esta plataforma.

• La mejora tecnológica de las herramientas para el monitoreo interno del Data center sito en Casa Central.

• Nueva Central Telefónica de última generación en una de las sedes del Grupo.

• Reestructuración del sistema de enlaces, aumentando los anchos de bandas en varias sedes y migrando vínculos a fibra óptica dando mayor robustez y calidad al servicio tanto internamente como a los visitantes.

• Se concluyó el ciclo de implementación y homogenización de dispositivos en todas las sedes incorporando equipos Fortinet (firewall homologado internacionalmente).

• Se comenzó con la implementación de un sistema de Business Intelligenceet (Tableau), para una actualización tecnológica y mejora de reportes de gestión.

• Se actualizó el parque informático en la totalidad de las sedes de la compañía.

• Se aplicaron a las terminales, discos de SDD permitiendo agilizar los tiempos de búsqueda de datos en los dispositivos.

• Incorporamos la Digitalización a nivel Documental en varios sectores de la administración del grupo.

Cómo objetivo para el 2017, las áreas de Sistemas continuarán con el proceso de inversión tendiente a mejorar la productividad y la eficiencia de los procesos existentes, como así también la incorporación de tecnologías innovadoras, permitiendo de esta manera continuar con el proceso de mejora de las acciones enfocadas a garantizar la seguridad, confidencialidad, integridad y disponibilidad de la información.

Algunos de los proyectos para el año 2017 son:

• Implementación de una Intranet Corporativa.

• Reestructuración y tendido interno del cableado de red y tensión en la planta de Generación Rosario.

• Acondicionar las dos nuevas centrales (Ezeiza y Albanesi Energía) con última tecnología en Infraestructura, Comunicaciones y Hardware.

• Homogenización del AD a nivel Corporativo teniendo un solo active directory.

• Avance de Digitalización a nivel documental para toda la organización. Incluyendo filtros y motores de búsquedas avanzados.

• Impresión departamental Corporativa, permitiéndonos poder imprimir en cualquier sede desde cualquier punto de la compañía.

• CRM de Microsoft como solución para el área comercial de la compañía.

• Incorporación de nuevos dispositivos para la infraestructura en los Datacenter de la Compañía.

• Implementación de Success Factors para la mejor gestión del empleado.

• Incorporación de un portal de legales para el seguimiento de los contratos del Grupo Albanesi.

• 1. Situación Financiera

En el marco del Programa de ON simples (no convertibles en acciones) por hasta US$ 50 millones, el 10 de junio de 2016 se efectuó la suscripción y emisión de la ON Clase III por un valor nominal de $170.3 millones, El vencimiento final es el 10 de junio de 2018 y devengan intereses a tasa BADLAR Bancos Privados más un margen del 5,76%.

Con los fondos obtenidos por esta emisión, se canceló el saldo de la ON Clase I mediante canje por 43.612.333 y posterior recompra por $17.696.667. Asimismo, se destinó el monto remanente a inversiones y capital de trabajo.

El 27 de julio de 2016, CTR junto a GMSA y GFSA co-emitieron obligaciones negociables (“ON”) en el mercado internacional por USD 250 millones con vencimiento a 7 años. Las ON cuentan con la garantía de ASA y han obtenido la calificación B+ (Fitch Ratings / B3 (Moody´s). Devengan intereses a una tasa fija del 9.625%.

La emisión permite financiar las inversiones en desarrollo del Grupo que totalizan obras para la instalación de 460 MW nominales, mientras que a la vez mejora el perfil financiero de la deuda. Con los fondos provenientes de la emisións han precancelado deudas existentes y liberado las garantías asociadas a dichos préstamos, logrando un plazo de financiamiento acorde a los proyectos en desarrollo y bajando el costo de financiación.

Del total del monto emitido, se asignaron USD 70 millones a CTR.

Como consecuencia de la emisión del Bono Internacional, Fix SCR S.A. subió la calificación local de CTR de BBB- a BBB.

Durante el ejercicio se realizaron contratos ROFEX de cobertura cambiaria para el pago de intereses a realizar en enero 2017.

Con el producido de la emisión del Bono Internacional se precancelaron los siguientes préstamos, liberando las garantías correspondientes en cada caso:

-Préstamo Sindicado Tramo Internacional Credit Suisse AG London Branch

-Préstamo Sindicado con el Banco Hipotecario y el Banco de Inversión y Comercio Exterior

• Préstamo con el Banco Provincia de Buenos Aires, Banco Chubut y Banco Ciudad

La deuda bancaria y financiera de la Sociedad al 31 de diciembre del 2016 se encontraba estructurada de la siguiente forma:

Indicadores:

La mejora en dichos indicadores se sustenta sobre los sólidos resultados operativos y el constante trabajo sobre el perfil de deuda de todas las compañías, mostrando la experiencia del Grupo en el desarrollo, construcción, operación y gestión de este tipo de proyectos. La Sociedad y sus accionistas continúan trabajando en diferentes alternativas que permitan incrementar el flujo de ingresos de sus proyectos, a la par de una estructura de capital que se acomode de manera más eficiente al crecimiento del Grupo.

Análisis de los resultados:

Se expone a continuación un análisis de los resultados de las operaciones de CTR y de su situación patrimonial y financiera, que debe ser leído junto con los estados financieros que se acompañan.

A continuación, se incluyen las ventas para cada mercado (en millones de Pesos):

Resultados del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 y 2015 (en millones de pesos):

Las ventas netas ascendieron a $ 574,8 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, comparado con los $ 284,1 millones del ejercicio 2015, lo que equivale a un aumento de $ 290,6 millones o 102%.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, el despacho de energía fue de 296.935 MWh, lo que representa un incremento del 18% comparado con los 251.113 MWh del ejercicio 2015.

A continuación, se describen los principales ingresos de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación con el ejercicio 2015:

1. $ 574,8 millones por ventas de energía y potencia en el mercado a término a CAMMESA en el marco de la Resolución 220/07, lo que representó un aumento del 102% respecto de los $ 284,2 millones del ejercicio 2015. Dicha variación se explica principalmente por un incremento en el despacho de energía y en el tipo de cambio.

Costos de ventas:

Los costos de venta totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 fue de $ 330,6 millones comparado con $ 153,6 millones del ejercicio 2015, lo que equivale a un aumento de $ 177 millones o 115%.

A continuación, se describen los principales costos de venta de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación con el ejercicio 2015:

1. $ 266,1 millones por consumo de gas y gasoil de planta, lo que representó un aumento del 169% respecto de los $ 97,0 millones del ejercicio 2015. Dicha variación es producto de un mayor consumo de gasoil y tipo de cambio en el segundo semestre del ejercicio 2016.
2. $ 12,1 millones por sueldos y cargas sociales, lo que representó un incremento del 10% respecto de los $ 11,0 millones para el ejercicio 2015, variación producto de los incrementos salariales neto de las activaciones de las remuneraciones cuyas tareas estaban afectadas al cierre de ciclo.
3. $ 32,3 millones por depreciación de bienes de uso, lo que representó un incremento del 27% respecto de los $ 25,4 millones del ejercicio 2015. Esta variación se origina principalmente en la amortización de bienes de uso dados de alta el último año y por el efecto de la amortización correspondiente al Revalúo Técnico efectuado en diciembre 2015. Este ítem no implica una salida de caja.
4. $ 1,9 millones por vigilancia y portería, lo que representó un aumento del 35% respecto de los $ 1,4 millones del ejercicio 2015. Dicha variación se debe a un incremento en los costos del servicio.
5. $ 4,2 millones por seguros, lo que representó un incremento del 44% respecto de los $ 2,9 millones del ejercicio 2015, producto del incremento del tipo de cambio.

Resultado bruto:

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 ascendió a $ 244,2 millones comparado con $ 130,6 millones del ejercicio 2015, lo que equivale a un aumento de $ 113,6 millones o 87%. Dicha variación se explica principalmente por un incremento en el despacho de energía y en el tipo de cambio.

Gastos de comercialización:

Los gastos de comercialización totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 ascendieron a $ 17,0 millones comparado con $ 8,1 millones del ejercicio 2015, lo que equivale a un aumento de $ 8,9 millones o 109%.

El principal componente de los gastos de comercialización de la Sociedad es el siguiente:

1. $ 16,9 millones por impuesto, tasas y contribuciones, lo que representó un aumento del 110% respecto de los $ 8,1 millones del ejercicio 2015. El incremento acompaña la variación en las ventas del presente ejercicio respecto al anterior.

Gastos de administración:

Los gastos de administración totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 ascendieron a $ 10,5 millones lo que representó un incremento del 34%, comparado con $ 7,8 millones del ejercicio 2015.

Los principales componentes de los gastos de administración de la Sociedad son los siguientes:

1. $ 6,8 millones de honorarios profesionales, lo que representa un aumento del 75% respecto a los $ 3,9 millones del ejercicio 2015. Dicha variación es producto de un incremento de las tarifas correspondiente a los servicios existentes y a un incremento de prestaciones de servicios de RGA.

Resultado operativo:

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 ascendió a $ 216,7 millones comparado con $ 114,7 millones del ejercicio 2015, lo que equivale a un aumento de $ 102,0 millones o un 89%. Dicha variación se explica principalmente por un incremento en el despacho de energía y en el tipo de cambio.

Resultados financieros y por tenencia, netos:

Los resultados financieros y por tenencia netos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 totalizaron una pérdida de $ 103,9 millones, comparado con una pérdida de $ 156,6 millones del ejercicio 2015, representando una disminución del 34%. La variación se debe principalmente a mayores intereses por prestamos debido a la emisión de obligaciones negociables, compensado con el resultado positivo por el manejo eficiente de instrumentos financieros durante el presente ejercicio.

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

1. $ 96,1 millones de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un incremento 54% respecto de los $ 62,2 millones de pérdida del ejercicio 2015, producto a la toma de nuevos préstamos bancarios y la emisión de una nueva ON clase II por $ 270 millones en noviembre de 2015 y un bono internacional por U$S 70 millones en julio 2016.
2. $ 2,3 millones de pérdida por gastos y comisiones bancarias, lo que representó un incremento de un 36% respecto de los $ 1,7 millones de pérdida del ejercicio 2015.
3. $ 62,7 millones de pérdida por diferencia de cambio neta, lo que representó una disminución del 30% respecto de los $ 89,9 millones de pérdida del ejercicio 2015. La variación se debe principalmente a la devaluación del peso compensada con activaciones realizadas sobre la diferencia de cambio del bono internacional por estar vinculada al proyecto.
4. $ 58,6 millones de ganancia por cambios en el valor razonable de instrumentos financieros, lo que representó un incremento del 756% respecto de los $ 6,8 millones del ejercicio 2015. El mismo obedece a eficientes operaciones con instrumentos financieros durante el presente ejercicio.

Resultado neto:

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $ 112,7 millones, comparada con los $ 42,0 millones de pérdida del ejercicio 2015, lo que representa un aumento del 369%. Dicha variación se explica principalmente por un incremento en la disponibilidad y en el tipo de cambio.

El resultado negativo de impuesto a las ganancias fue de $ 42,0 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 en comparación con los $ 14,4 millones de ganancia del ejercicio 2015. Obteniendo así una ganancia después de impuesto a las ganancias por $ 70,7 millones comparado con los $ 27,6 millones de pérdida del ejercicio 2015.

El resultado integral correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 fue una ganancia de $ 161,5 millones, comparada con la ganancia de $ 107,8 para el ejercicio 2015, lo que representa un incremento de $ 53,7 millones (o 50%).

1. Estructura patrimonial comparativa con el ejercicio anterior:

(en millones de pesos)

Al 31 de diciembre de 2016, la Sociedad ha decidido revaluar los rubros terrenos, edificios, instalaciones y maquinarias, clasificados como propiedades, planta y equipos. El modelo de revaluación demuestra de manera más fiable el verdadero valor de estos activos. El impacto en el estado de situación patrimonial, producto del revaluó, fue un aumento en Propiedad Planta y Equipo de $139,6 millones, un aumento en Pasivo por Impuesto diferido de $ 48,9 millones y un aumento del Patrimonio Neto de $90,7 millones.

1. Estructura de resultados comparativa con el ejercicio anterior:

(en millones de pesos)

1. Estructura del flujo de efectivo comparativa con el ejercicio anterior:

(en millones de pesos)

1. ESTRUCTURA SOCIETARIA

Capital Social

Al 31 de diciembre de 2016 el capital social de la Sociedad estaba compuesto por 73.070.470 acciones ordinarias nominativas, no endosables de V/N $ 1 cada una, con derecho a 1 voto por acción; no habiéndose registrado variaciones en el monto del capital social ni en las tenencias accionarias durante el año 2016.

La estructura societaria se encuentra comprendida de la siguiente forma:

AISA (controlante) 75 %

TEFU S.A. 25 %

Organización de la toma de decisiones

Conforme se expresa en los diferentes apartados del Anexo IV del Título IV de las Normas de la CNV, que acompaña a esta Memoria, referido al grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario, las políticas y estrategias de la Sociedad son definidas por el Directorio para ser ejecutadas por cada uno de los sectores bajo la supervisión de las Gerencias correspondientes y del mismo Directorio inclusive.

Aquellas decisiones cuya magnitud y/o monto implicado resulten de importancia y/o relevantes, relacionadas a la administración de las actividades de la Sociedad, son resueltas en forma directa por el Directorio reunido especialmente a tal fin. En caso que sea requerido en el caso concreto, es la Asamblea de Accionistas, en sesión extraordinaria, la que se encarga de resolver. En todos los casos acaecidos durante el año 2015, las decisiones en ambos órganos han sido adoptadas por unanimidad.

Remuneraciones del Directorio

Las resoluciones de la Sociedad vinculadas a la determinación de los honorarios a regular para el Directorio, se ajustan a los límites y lineamientos previstos por el artículo 261 de la Ley N° 19.550 y los artículos 1° a 7° del Capítulo III del Título II de las Normas de la CNV.

1. PERSPECTIVAS PARA EL EJERCICIO 2017
2. Perspectivas para el Mercado de Generadores Eléctricos en general

La necesidad de contar con una disponibilidad elevada de las unidades de generación eléctrica ya existentes, llevó a que el Gobierno realizara convocatorias de licitaciones de nueva generación termoeléctrica de emergencia en el marco de la Resolución 21/2016. Se realizó una licitación exitosa en la cual el Grupo Albanesi fue el principal adjudicatario con 420 MW de un total contratado que finalizó cerca de 3.300 MW.

Posteriores licitaciones de energías renovables aportarán potencia nominal de 2.400 MW en los próximos años, y existe interés inversor en incorporar nuevos proyectos de envergadura en una potencial licitación que realizaría el Gobierno tras Manifestaciones de Interés recibidas de inversores potenciales bajo una reciente Resolución 421/2016.

En este sentido, los ingresos de los generadores deberán adecuarse en modo significativo para cubrir sus costos y sus inversiones, y además proveerse de combustibles en los casos de generadores termoeléctricos. En el pasado pueden citarse como ejemplo la decisión de incrementar los valores de remuneración de los generadores eléctricos respecto a los de 2013 mediante la Resolución 529/2014; el Acuerdo para el incremento de disponibilidad de Generación Térmica firmado en 2014 por generadores y el Secretario de Energía para lograr aumentar la oferta de generación para el invierno 2015 con cancelación de acreencias a favor de generadores que se invertirían justamente en dicho aumento de oferta, y también los ajustes provistos por la Resolución 482/2015 que modificó los valores de la Resolución 529/2014 en forma retroactiva desde febrero 2015. Si bien este esquema no fue suficiente para otorgar liquidez adicional a los generadores, preservó y materializó el valor económico por pagos no realizados por CAMMESA a generadores por transacciones pasadas, y permitió contar con disponibilidad de despacho suficiente para atender la demanda del invierno y verano 2015.

La devaluación del peso ocurrida en diciembre 2015 y el proceso inflacionario de 2016, fueron superados en su impacto por el aumento del Precio Estacional de la Energía del orden de 380% dispuesto por el Gobierno tras 12 años sin ajustes. Es posible que el Gobierno continúe con ajuste de este Precio Estacional de la Energía en adición a los ajustes de márgenes de los servicios de transmisión y distribución eléctrica, para dotar al sistema de mayor equilibrio financiero entre sus ingresos y sus egresos.

El nuevo Ministerio de Energía y Minería se mostró muy activo durante todo 2016 y aparece con similar tónica en 2017, para restablecer las normas regulatorias que rigen legalmente el Sector Eléctrico.

La disponibilidad de las unidades de generación precisará la efectivización de ingreso de las unidades comprometidas, si la economía volviera a crecer en 2017 y 2018. Por esto, el proceso de readecuación normativa implementado parcialmente desde febrero 2016 deberá consolidarse para cristalizar el gran interés inversor mostrado durante 2016 y 2017.

A este fin será necesario continuar con la readecuación de ingresos para la consecución y pago de mantenimientos de mayor o menor grado de importancia en las diferentes centrales, y el inicio del pago de conceptos comprometidos contractualmente para el ingreso de las nuevas unidades de generación licitadas para evitar restricciones forzadas a la demanda. Los hechos ocurridos a fin de diciembre 2013 y enero 2014, en varias ciudades del país por una ola de calor prolongada, mostró el efecto social que traería una insuficiente oferta eléctrica que pudiera producirse no ya a nivel de distribución, sino a nivel de generación mayorista, y el actual Gobierno declaró la Emergencia Eléctrica hasta fin de 2017 con el fin de readecuar al sector.

Por esto, la perspectiva de los generadores termoeléctricos modernos y localizados en regiones de alto crecimiento de la demanda, es favorable ya que sus unidades recibirán requerimientos crecientes de despacho. Es probable que dada la caída de precios internacionales que acercan su costo a los ingresos que pagarán los diferentes consumidores cuando el Gobierno implemente ajustes tarifarios, modifique la actual provisión de combustibles por parte de CAMMESA - que los recibe en parte de ENARSA -, para que los generadores procuren abastecerse adecuadamente de sus propias fuentes de abastecimiento, y puedan firmar contratos a término con consumidores industriales y eventualmente distribuidoras.

Las perspectivas del Sector Energético son de mejora paulatina, con importaciones de combustibles que dependerán de la demanda eléctrica y de la oferta hidroeléctrica, aunque se prevén crecientes ya que el incremento de oferta local de gas y petróleo ha probado ser laborioso y más lento que lo deseado. Las restricciones de financiamiento internacional para la Argentina demoraron hasta el momento el ingreso de nuevas inversiones en unidades de generación eléctrica, revalorizando el parque existente y los proyectos en construcción. La ausencia de mayor oferta hidroeléctrica o nuclear en los próximos 6 a 8 años, brinda una perspectiva de certeza respecto al despacho de unidades termoeléctricas en un contexto de demanda creciente de energía eléctrica, cuando se retome el crecimiento de la economía en 2017 tras un 2016 de impacto por el inicio de ajustes tarifarios y caída de PBI.

El retiro de subsidios implícitos a los consumidores de energía eléctrica que implementa paulatinamente el nuevo Gobierno tendrá un desafío en la reversión de la coyuntura de bajos precios internacionales del petróleo y combustibles de 2016, que influyeron en menores precios del gas y LNG importados. La recuperación de la actividad industrial probablemente traiga una reactivación del interés de consumidores industriales para procurar abastecimiento eléctrico al menor costo posible, revalorizando aquellas unidades que puedan ofertar precios competitivos cuando se normalice el mercado de contratación eléctrica a término.

Una indicación de la modificación de la política sectorial del Subsector Eléctrico con sesgo positivo – al menos parcialmente - lo constituye la garantía de contratación por CAMMESA de nueva potencia y energía asociada por medio de la Resolución 220/2007 que el nuevo Gobierno respeta, al igual que las mejoras de ingresos de los generadores eléctricos establecidas por la Resolución 95/2013 que a su vez fueron incrementados en 2014, 2015 y también en 2016.

Tras años de deterioro en las diferentes variables del Sector Energético, la realidad y las perspectivas son auspiciosas a pesar de las dificultades existentes y a la espera aun de las políticas del nuevo Gobierno que introduzcan mejoras parciales para mantener la operatividad y salud financiera del sector de generación.

Las políticas anunciadas parcialmente por el nuevo Gobierno Nacional, procuran alentar la inversión privada para mantener un adecuado nivel de oferta para satisfacer la demanda futura esperada, que será creciente en un país que muestra una fuerte inercia de crecimiento de la demanda de energía eléctrica.

Con fecha 27 de enero de 2017 se publicó la Resolución MinEyM SE 19-E/17, la cual reemplaza la Resolución SE 22/16. Esta resolución adapta los criterios de remuneración a condiciones económicamente razonables, previsibles y eficientes, mediante compromisos de mediano plazo.

Quedan excluidos de este esquema los Agentes Generadores en el marco de los contratos regulados por Resolución 1281/2006, 220/2007, 21/2016 así como cualquier otro tipo de contrato del MEM que tengan un régimen de remuneración diferencial establecido o autorizado por la autoridad competente del MEM.

Entre los principales cambios, se establece que la remuneración será en base a Potencia Disponible y Energía generada, valorizada en Dólares, simplificando el cálculo de los mismos.

La entrada en vigencia es a partir del 1° de febrero de 2017.

5,2 Perspectivas de la Sociedad para el Ejercicio 2017

Energía Eléctrica

Se espera continuar operando normalmente la unidad de generación conforme al despacho que defina CAMMESA. El objetivo principal es mantener el alto nivel de disponibilidad de la Central, hecho que asegura el nivel de rentabilidad de la compañía. A tal efecto se lleva a cabo un plan de mantenimiento preventivo exhaustivo de las unidades de generación que permite garantizar la alta disponibilidad de los turbogrupos de la Central.

Continúa en marcha el proyecto para el cierre de ciclo combinado de la Central, lo cual implicará que a la actual turbina de 130 MW, que hoy opera con gas y gasoil, se le incorporará una potencia adicional de 60 MW. Además de sumar energía, esta obra es un importante aporte en términos ambientales, ya que no implicará consumo adicional de combustible. Los trabajos demandarán una inversión de alrededor de 82 millones de dólares.

Situación Financiera

Durante el próximo ejercicio la Sociedad espera continuar optimizando la estructura de financiamiento y manteniendo un nivel de endeudamiento acorde a las necesidades operacionales y de inversión relacionadas con el cierre de ciclo de la central.

Las acciones mencionadas garantizan a la Sociedad el cumplimiento de sus obligaciones y aseguran la correcta y eficiente operación de la Central.

1. DISTRIBUCIÓN DE RESULTADOS

En cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, el Directorio de la Sociedad manifiesta que el resultado del ejercicio arroja una ganancia de 70.716.264, obteniendo así una utilidad acumulada al 31 de diciembre de 2016 de $ 14.058.035.

La Asamblea General de Accionistas deliberará y decidirá finalmente el destino de las utilidades acumuladas detalladas anteriormente, teniendo en cuenta las restricciones existentes a raíz de las obligaciones contraídas por la compañía.

1. AGRADECIMIENTOS

Resulta importante para el Directorio manifestar su agradecimiento a todos los empleados de la Sociedad por la labor realizada durante el ejercicio que ha resultado fundamental para los logros técnicos y económicos obtenidos. Asimismo, reconoce expresamente la contribución de clientes y proveedores así como de las entidades bancarias y demás colaboradores que han trabajado para una mejor gestión de la compañía durante el ejercicio.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 10 de marzo de 2017

EL DIRECTORIO

b) Informe de la Comisión Fiscalizadora:

Informe de la Comisión Fiscalizadora

A los Señores Accionistas de

CENTRAL TERMICA ROCA S.A.

1. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo Nº 294 de la Ley N° 19.550, en las Normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) y en el Reglamento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, hemos examinado el estado de situación financiera de Central Térmica Roca S.A. al 31 de diciembre de 2016, los correspondientes estados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016 y las notas que los complementan. Además, hemos examinado la Memoria del Directorio, correspondiente a dicho ejercicio. La preparación y emisión de los mencionados estados financieros es responsabilidad de Central Térmica Roca S.A.
2. Nuestro examen fue realizado de acuerdo con las normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren que los exámenes de los estados financieros se efectúen de acuerdo con las normas de auditoría vigentes, e incluyan la verificación de la razonabilidad de la información significativa de los documentos examinados y su congruencia con la restante información sobre las decisiones societarias de las que hemos tomado conocimiento, expuestas en actas de Directorio y Asamblea, así como la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional, hemos efectuado una revisión del trabajo realizado por los auditores externos de la Sociedad, Price Waterhouse & Co. S.R.L, quienes emitieron su opinión con fecha 10 de marzo de 2017 sin salvedades. Una auditoría requiere que el auditor planifique y desarrolle su tarea con el objetivo de obtener un grado razonable de seguridad acerca de la inexistencia de manifestaciones no veraces o errores significativos en los estados financieros. Una auditoría incluye examinar, sobre bases selectivas, los elementos de juicio que respaldan la información expuesta en los estados financieros, así como evaluar las normas contables utilizadas, las estimaciones significativas efectuadas por la Sociedad y la presentación de los estados financieros tomados en su conjunto. No hemos evaluado los criterios empresarios de administración, financiación, comercialización y explotación, dado que ellos son de incumbencia exclusiva del Directorio y de la Asamblea.
3. Asimismo, en relación con la Memoria del Directorio correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2016, hemos verificado que contiene la información requerida por el artículo N° 66 de la Ley General de Sociedades N° 19.550, Ley 26.831 y sus modificatorias y, en lo que es materia de nuestra competencia, que sus datos numéricos concuerdan con los registros financieros de Central Térmica Roca S.A. y otra documentación pertinente.
4. Hemos verificado el cumplimiento en lo que respecta al estado de garantías de los Directores en gestión a la fecha de presentación de los estados financieros al 31 de diciembre de 2016, conforme lo establecido en el punto 1.4 del Anexo I de la Resolución Técnica N° 16 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.
5. Basados en el trabajo realizado, con el alcance descripto más arriba, informamos que:
6. En nuestra opinión, los estados financieros de Central Térmica Roca S.A. reflejan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, su situación financiera al 31 de diciembre de 2016, su resultado integral, las variaciones en su patrimonio y el flujo de efectivo por el ejercicio económico finalizado en dicha fecha, de acuerdo con normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y normas de la CNV;
7. No tenemos observaciones que formular, en materia de nuestra competencia, en relación con la Memoria del Directorio, siendo las afirmaciones sobre hechos futuros responsabilidad exclusiva del Directorio;
8. Respecto de la independencia de los auditores externos y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de Central Térmica Roca S.A., el informe de los auditores externos incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales vigentes en Argentina, no teniendo observación alguna respecto de las políticas de contabilización referidas;
9. Se ha dado cumplimiento a lo dispuesto por la Resolución N° 606 de la Comisión Nacional de Valores en relación con la presentación del informe de cumplimiento del Código de Gobierno Societario.
10. En relación a lo determinado por las normas de la CNV, informamos que hemos leído el informe de los auditores externos, del que se desprende lo siguiente:
11. las normas de auditoría aplicadas son las aprobadas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, las que contemplan los requisitos de independencia, y
12. los estados financieros han sido preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) a su normativa, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés).
13. Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo previstos en las correspondientes normas profesionales emitidas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.
14. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio los restantes procedimientos descriptos en el Artículo 294 de la Ley General de Sociedades N° 19.550, que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 10 de marzo de 2017. Por Comisión Fiscalizadora. Cdor. Marcelo Pablo Lerner. Síndico Titular

c) Estados Financieros, d) Estado de Situación Financiera, e) Estados de Resultados Integrales, f) Estados de Cambios en el Patrimonio, g) Estados de Flujos de Efectivo, h) Notas a los Estados Financieros, i) Reseña Informativa, j) Información adicional requerida por el artículo 12, Capítulo III, Título IV de la normativa de la Comisión Nacional de Valores, k) Informe de los Auditores Independientes. A continuación, el Señor Presidente, expresa que corresponde realizar la convocatoria a Asamblea General Ordinaria y establecer el Orden del Día respectivo para la aprobación de la gestión realizada por el ejercicio cerrado el 31 de diciembre de 2016. Luego de un intercambio de opiniones se decide por unanimidad de los presentes convocar a Asamblea General Ordinaria para el día 19 de abril del 2017 a las 11:30 horas, en la sede social de la Sociedad, a fin de considerar el siguiente Orden del Día: 1) Designación de dos accionistas para firmar el acta, 2) Consideración de la documentación prevista por el art. 234, inciso 1 de la ley 19.550 correspondiente al ejercicio económico N° 6 cerrado el 31 de diciembre de 2016, 3) Consideración del resultado del ejercicio y su destino, 4) Consideración de la gestión de los miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, 5) Remuneración al Directorio y Sindicatura, 6) Designación del Auditor Externo que dictaminará sobre los estados financieros correspondientes al ejercicio iniciado el 1° de enero de 2017 y determinación de su retribución, 7) Elección de los miembros del Directorio con mandato por 3 (tres) ejercicios, 8) Designación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora con mandato por 3 (tres) ejercicios y reemplazo del Sr. Augusto Nino Arena como miembro suplente de la Comisión Fiscalizadora, 9) Otorgamiento de las autorizaciones correspondientes en virtud de lo resuelto en los puntos precedentes. El Sr. Presidente manifiesta que la totalidad de los accionistas están en conocimiento del temario de la Asamblea que se convoca por este acto y que han asegurado su asistencia y prestación de conformidad a los puntos a tratarse en la misma por lo que, en virtud de los establecido por el Artículo 237, último párrafo de la Ley 19.550 y sus modificaciones, se prescinde de la publicación de la convocatoria en el Boletín Oficial, lo que es aprobado por unanimidad de los presentes. Sin otro asunto que tratar, se levanta la sesión siendo las 12:30 horas.”

Firmado: Armando R. Losón, Julián P. Sarti, Carlos A. Bauzas y Marcelo P. Lerner

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Guillermo G. Brun

Responsable de Relaciones

con el Mercado

1. Desde 1959 hasta la estimación de 2016. ↑
2. Datos oficiales hasta el 2014 de consumo energético, con datos de 2015 estimados por G&G Energy Consultants. ↑
3. Últimos datos oficiales de 2015 y estimación de 2016 de G&G Energy Consultants, expresado en miles de Toneladas Equivalentes de Petróleo para Consumo Primario Energético. ↑
4. Es posible que, de no existir restricciones a la demanda de gas, la participación de este producto en la matriz primaria ascienda al menos 10 puntos porcentuales adicionales. ↑