Central Termica Roca S.A. — Capital/Financing Update 2020

Nov 19, 2020

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Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 18 de noviembre de 2020

Señores COMISIÓN NACIONAL DE VALORES BOLSAS Y MERCADOS ARGENTINOS S.A. MERCADO ABIERTO ELECTRÓNICO S.A.

Presente

Ref.: Generación Mediterránea S.A. y Central Térmica Roca S.A. – Información Relevante.

De mi mayor consideración:

Tengo el agrado de dirigirme a Uds., en mi carácter de Responsable de Relaciones con el Mercado de Generación Mediterránea S.A. y Central Térmica Roca S.A. (las “Sociedades”), con domicilio en Av. Leandro N. Alem 855, piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos, en su carácter de co-emisoras de las Obligaciones Negociables a efectos de acompañar como Anexo A información relevante de las Sociedades.

Sin otro particular, saludo a Uds. muy atentamente,

---

Guillermo G. Brun Responsable de Relaciones con el Mercado de Generación Mediterránea S.A.

____ Guillermo G. Brun Responsable de Relaciones con el Mercado de Central Térmica Roca S.A.

Anexo A

Otra Información Financiera

Proyecciones del Grupo Albanesi

En la presente sección, se presenta la siguiente información respecto de las Co-Emisoras:

• (i) Cálculos de ingresos, gastos y EBITDA ilustrativos a doce meses (el “Cálculo de EBITDA Ilustrativo”) que se basan, entre otros factores, en expectativas de las Co-Emisoras con respecto al rendimiento sus nuestras centrales de generación y los términos de sus CCEE (en virtud de la Resolución 220/07, Resolución 21/16), la Resolución 31/20 y Resolución 1281/06 aplicables a cada una de sus centrales de generación. Estos cálculos incluyen declaraciones sobre hechos futuros y estimaciones, puesto que consideramos que brindan información complementaria útil sobre nuestras expectativas de flujos de efectivo operativos.

• (ii) Cierta información financiera proyectada para cada ejercicio, a partir de 2020 y hasta el año 2025, que se basa, entre otros factores, en nuestros cálculos de flujo de efectivo operativo ilustrativo y en nuestras estrategias de negocio y crecimiento actuales. Estas proyecciones incluyen declaraciones sobre hechos futuros y estimaciones, puesto que consideramos que brindan información útil para nuestro rendimiento comercial y financiero futuro (junto con el Cálculo de EBITDA Ilustrativo, el “Modelo Financiero”).

El Modelo Financiero no incluye los proyectos de conversión a ciclo combinado para nuestras plantas de Río IV – TG 6:7:8 y Ezeiza TG 1:2:3:4 relacionados a los PPAs bajo Resolución 287/17. Estos PPAs bajo Resolución 287/17 están plenamente vigentes y es nuestra intención obtener financiamiento en el futuro que nos permita completar los pagos requeridos por la inversión en activos fijos y alcanzar la operación comercial de los mismos. Teniendo esto en consideración, nuestra performance futura puede diferir significativamente de lo expuesto en el Modelo Financiero, dependiendo de nuestra habilidad para desarrollar los proyectos en línea con los términos de los PPAs.

El Modelo Financiero está basado en el conocimiento actual de los hechos y circunstancias presentes, y sobre la base de ciertas asunciones respecto de eventos futuros tal como se establece en las tablas incluidas más abajo, y en cualquier otro lugar en el presente Suplemento o en el Prospecto, donde se refiera al Modelo Financiero. Tal como es usado en el presente Suplemento, las estimaciones y proyecciones contenidas en el Modelo Financiero, incluyendo las asunciones hechas, describen estimaciones actuales de buena fe sobre eventos futuros. Si bien las Co-Emisoras cuentan con una amplia trayectoria en el sector energético y así un vasto historial financiero de manera de sustentar su conocimiento de hechos y circunstancias actuales en una base sólida y confiable, los mismos pueden no ser correctos y verse afectados por diversas circunstancias. El inversor no debe asumir que el desempeño futuro de las Co-Emisoras vaya a ser consistente con la información proyectada futura presentada en el Modelo Financiero o con nuestra trayectoria y experiencia pasada, o con la de otras compañías en el mercado energético en la Argentina. Las declaraciones sobre hechos futuros incluidas en el Modelo Financiero, implican riesgos e incertidumbres que pueden causar que los resultados reales difieran, talvez materialmente, de las estimaciones y expectativas proyectadas en el Modelo Financiero. Las Co-Emisoras advierten a potenciales inversores a considerar cuidadosa y debidamente los varios factores y variables asumidas en la formación del presente Modelo Financiero. Asimismo, las Co-Emisoras advierten a potenciales inversores a leer, considerar y analizar cuidadosa y debidamente los factores descriptos bajo las secciones “ Declaraciones sobre Hechos Futuros ” y “ Factores de Riesgo ”, incluidas tanto en el presente Suplemento como el Prospecto, dado que estos factores pueden en el futuro: (a) afectar (i) las declaraciones sobre hechos futuros y proyecciones futuras incluidas en el presente Suplemento y en el Prospecto, y/o (ii) la capacidad de las Co-Emisoras y el Garante de implementar sus estrategias de negocios y crecimiento o sus habilidades en pos de alcanzar sus resultados financieros y operativos esperados; y (b) causar que sus resultados financieros y operativos reales difieran materialmente de las estimaciones y proyecciones incluidas en el presente Suplemento y en el Prospecto.

El directorio y la gerencia de las Co-Emisoras considera que el Modelo Financiero ha sido preparado sobre una base razonable, reflejando sus mejores proyecciones, estimaciones, asunciones y juicios actuales, y representa, para el mayor conocimiento del directorio y la gerencia de las Co-Emisoras, su curso de acción esperado a la fecha del presente Suplemento. Las declaraciones sobre hechos futuros y proyecciones sobre hechos futuros, incluyendo estimaciones financieras y cualquier otra información contenida en el Modelo Financiero, no debe ser considerada por los potenciales inversores, en su totalidad ni en parte, como un sustituto del ejercicio de juicio, evaluación y valoración personal. Cualquier opinión, juicio, estimación, proyección o valoración expresada en el presente Suplemento así como en el Prospecto, podrá variar sin preaviso. No es intención de las Co-Emisoras actualizar o de otra forma revisar el Modelo Financiero en pos de reflejar circunstancias existentes con posterioridad a la fecha del presente Suplemento, incluyendo sin limitación la ocurrencia de eventos improvistos o cambios en las condiciones económicas, regulatorias o cualquier otra de los mercados donde las Co-Emisoras tienen sus negocios, incluso si cualquiera de las suposiciones descriptas debajo resultara errónea.

Por los motivos arriba descriptos y porque las Co-Emisoras están sujetas a numerosos riesgos, incertidumbres y otros factores, incluyendo aquellos descriptos bajo la sección “ Factores de Riesgo ” del Suplemento y del Prospecto, una decisión de inversión no deber estar basada en las declaraciones y proyecciones sobre hechos futuros contenidas en la presente sección. Los resultados reales pueden diferir, incluso materialmente, de aquellos contenidos en la presente sección. Los potenciales inversores deben consultar sus propios asesores legales, impositivos, contables, regulatorios, financieros y comerciales como ellos lo consideren necesario, y deben tomar su decisión de inversión en las Obligaciones Negociables basada en su propio juicio, evaluación y valoración

Para mayor información, ver la sección "Declaraciones prospectivas" a continuación

Ingresos ilustrativos proyectados para el periodo de 12 meses a partir de enero 2020

Modelo Financiero [1] Rio IV - CC 1:2 Rio IV - GT 3:4 Rio IV - GT 5 Rio IV - GT 6:7 La Banda - GT 21:22 La Rioja - GT 21:22:23 La Rioja - GT 24 Tucuman - GT 1:2 Tucuman - GT 3:4 Frias - GT 1 Ezeiza - GT 1:2:3*	Generación Mediterranea	CT Roca	Total
Marco Regulatorio Res 31/20 Base Res 1281/06 E.Plus Res 220/07 PPA Res 220/07 PPA Res 31/20 Base Res 31/20 Base Res 220/07 PPA Res 220/07 PPA Res 21/16 PPA Res 220/07 PPA Res 21/16 PPA	_	Res 220/07 PPA
Ingresos
Capacidad Contratada Promedio mensual (MW) [2] 67 107 45 90 24 35 45 100 92 56 140 Precio capacidad fijo por MW (US$ mensual) [2] 2.800 n/a 12.800 15.930 2.800 2.800 16.790 17.155 21.170 19.272 21.418 Factor de disponibilidadpromedio anual[3] 97% 100% 100% 100% 100% 100% 98% 99% 88% 98%	800	172 18.747 97%	972
			_
			_
Ingresos fijos(en millones de U$S anuales) 2,2 _ 6,9 17,2 0,8 1,2 9,1 20,6 23,4 12,8 35,9	130,1	38,6	168,7
Despacho promedio proyectado desde CAMMESA [4] 0% 37% 0% 1% 1% 0% 4% 3% 0% 1% 4% Capacidad contratada/declarada promedio de gas natural (MW) [5 67 45 90 24 35 45 100 92 56 140 % despachado utilizando gas natural [6] 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% Precio de generación utilizando gas natural (U$S/MW) [7] 4,4 _ 7,83 8,00 4,40 4,40 11,44 7,52 8,50 10,83 8,50	693 _	78% 172 100% 8,71	_
			865
			_
			_
Ingresos variables derivados de gas natural (en millones de U$S anua 0,0 _ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,2 0,0 0,1 0,4	0,9	10,2	11,1
Capacidad contratada/declarada promedio diesel (MW) [8] 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 % despachado utilizando diesel [9] 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Precio de generación utilizando diesel (U$S/MW) [10] 7,0 _ 8,32 10,50 7,00 7,00 15,34 7,97 10,00 11,39 10,00	0	0 0% 11,36	0
			_
			_
Ingresos variables derivados de diesel (en millones de U$S anuales) 0,0 _ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0	0,0	0,0	0,0
Capacidad utilizada promedio Energía Plus (MW) [11] 64 % factor de uso [12] 60% Precio Monómico Neto (U$S/MW) [13] 18,0	64		64
			_
			_
Ingresos variables derivados de Energía Plus(en millones de U$S anu 10,1	10,1	0,0	10,1
Ingresos variables totales(en millones de U$S anuales) 0,0 10,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,2 0,0 0,1 0,4	11,0	10,2	21,2
Ingresos ilustrativos(en millones de U$S anuales) 2,2 10,1 6,9 17,2 0,8 1,2 9,2 20,8 23,4 12,9 36,2	141,1	48,8	189,9

*Los proyectos de conversión a ciclo combinado de las centrales de Generación Río IV – TG 6:7:8 y Ezeiza – TG 1:2:3:4 no están considerados en los ingresos ilustrativos arriba detallados.

(1) “CC” significa “ciclo combinado” y “TG” significa “turbina de gas” y las cifras al costado de “CC” o “TG” refieren al número de la turbina.

(2) Según consta en el CCEE o en la Resolución pertinente. Las centrales de generación bajo la Resolución 1/19 (modificada por la Resolución 31/20 efectiva a partir del 1 de Febrero de 2020) reflejan el esquema remunerativo a la fecha del presente. En el caso de las centrales de generación Tucumán TG 3:4, Ezeiza TG 1:2:3 y C.T. Roca, que tienen más de un CCEE, mostramos el promedio ponderado de los precios contratados de los CCEE. En virtud de la Resolución 1281/06 (Energía Plus), los contratos tienen un plazo promedio que oscila entre los 12 y los 24 meses. Suponemos que los contratos se renuevan a su vencimiento en términos similares y que no se contrata nueva capacidad bajo este esquema regulatorio. En el caso de la central de generación Rio IV TG 5, el contrato 220/07 expira en septiembre de 2020, luego de ello la remuneración pasa a estar bajo el esquema de la Resolución 31/20.

(3) Supone la disponibilidad de la capacidad total de la planta. La disponibilidad esperada se basa en el rendimiento histórico reciente.

(4) Despacho de electricidad promedio proyectado (basado en horas de despacho) para el período de 12 meses calculado conforme al programa de simulación V-Margo, el cual es un software creado, utilizado y puesto a disposición por CAMMESA para simular la operatoria del sistema eléctrico argentino. En base principalmente a la capacidad de generación, el índice de calor, el combustible empleado y el punto de interconexión a la red del generador pertinente, así como el suministro y la demanda de electricidad proyectados del sistema eléctrico argentino, el programa de simulación V-Margo estima las horas de despacho proyectadas para cada central de generación y el combustible utilizado para el despacho durante un período de tres años relativo a los niveles de despacho de la industria.

(5) Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio utilizando gas como combustible, conforme a lo previsto en el CCEE pertinente, en la Resolución 31/20.

(6) Porcentaje de MWh de electricidad generada utilizando gas natural, según lo estimado por el programa de simulación V-Margo empleado por CAMMESA.

(7) Basado en el precio por MWh de electricidad generada utilizando gas natural conforme a lo previsto en el CCEE pertinente, la Resolución 31/20. En el caso de las centrales de generación Tucumán TG 3:4, Ezeiza TG 1:2:3 y C.T. Roca, que tienen más de un CCEE, mostramos el promedio ponderado de los precios contratados de los CCEE.

(8) Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio utilizando diesel como combustible, conforme a lo previsto en el CCEE pertinente, en la Resolución 31/20.

(9) Porcentaje de MWh de electricidad generada utilizando diesel, según lo estimado por el programa de simulación V-Margo empleado por CAMMESA.

(10) Basado en el precio por MWh de electricidad generada utilizando diesel conforme a lo previsto en el CCEE pertinente, la Resolución 31/20. En el caso de las centrales de generación Tucumán TG 3:4, Ezeiza TG 1:2:3 y C.T. Roca, que tienen más de un CCEE, mostramos el promedio ponderado de los precios contratados de los CCEE.

(11) Capacidad promedio esperada a ser demandada por los clientes. Se calcula multiplicando la capacidad contratada promedio mensual por el % de factor de uso histórico reciente.

(12) Consumo de capacidad de energía esperado promedio por clientes privados sobre la capacidad contratada mensual promedio en base a la demanda histórica reciente.

(13) Precio promedio por MWh estimado de capacidad contratada con clientes privados en virtud de Energía Plus (Resolución 1281/06), considerando los precios de capacidad y energía netos de costos de generación (incluyendo el suministro de combustible).

Ingresos, gastos y EBITDA ilustrativos proyectados para el período de 12 meses a partir de enero de 2020

Modelo Financiero Rio IV La Banda La Rioja Tucuman Frias Ezeiza*	Generación Mediterranea	CT Roca	Total
Ingresos ilustrativos(en millones de U$S anuales) 36,5 0,8 10,4 44,2 12,9 36,2	141,1	48,8	189,9
Gastos [1]
Contratos de Servicios (en millones de U$S) [2] (0,6) - - (0,2) (2,3) (0,7) Personal (en millones de U$S) [3] (1,7) (0,2) (0,7) (1,1) (0,4) (0,8) Otros gastos (en millones de U$S) [4] (4,9) (0,3) (0,7) (2,3) (0,8) (3,3)	(3,8) (5,0) (12,4)	(0,5) (1,3) (11,2)	(4,3) (6,3) (23,6)
Gastos totales (en millones de U$S) (7,2) (0,6) (1,4) (3,6) (3,6) (4,8)	(21,2)	(13,0)	(34,2)
EBITDA (en millones de US$) 29,3 0,3 9,0 40,6 9,3 31,4	119,9	35,8	155,7

*Los proyectos de conversión a ciclo combinado de las centrales de Generación Río IV – TG 6:7:8 y Ezeiza – TG 1:2:3:4 no están considerados en la información contenida en el cuadro arriba detallado.

(1) Aproximadamente el 60% de los gastos estimados esta denominado en U$S y el 40% está denominado en AR$. Suponemos que las variaciones en el índice de inflación y en el tipo de cambio se compensan ligeramente entre sí.

(2) Refleja los costos de mantenimiento de las turbinas, en base a los contratos vigentes con los proveedores de equipos conforme a lo siguiente:

I) PWPS: centrales de generación Tio IV TG 3:4:5, Tucuman 1:2 y Frías. El costo comprende la tarifa variable por hora de alimentación, cotizada de acuerdo al combustible utilizado, y una tarifa fija.

El costo anual promedio estimado es 9.00 U$S/MWh generados para el período considerado. El contrato prevé un factor de incremento anual.

II) General Electric: contrato para nuestra planta en CT Roca que establece una tarifa fija con un incremento anual del 5%. Considerando el factor de despacho esperado anual, el costo promedio estimado es de 1.10 U$S/MWh generado para el período considerado. Además de la tarifa fija, el contrato cubre reparaciones, inspecciones y reacondicionamientos sustanciales solicitados. No se esperan reacondicionamientos sustanciales en 2020.

III) Siemens: (a) Partes extranjeras: incluye una tarifa variable trimestral sobre horas equivalentes efectivas y una tarifa fija. (b) Servicios extranjeros: incluye una tarifa fija trimestral. (c) Servicios en el país: incluye una tarifa fija trimestral e inspecciones programadas. Todas las tarifas están sujetas a incrementos trimestrales conforme a lo previsto en los contratos. Debido al escaso despacho esperado en las centrales de generación de La Rioja y Tucumán, el costo anual promedio es de 6.00 U$S/MWh generado para el período considerado.

(3) Basado en costos estimados promedio por empleado multiplicado por la cantidad de empleados (152 en Generación Mediterránea y 28 en Central Térmica Roca).

(4) Incluye: seguro, rubros de mantenimiento, gastos generales y de auditores, horarios legales, impuestos locales y municipales, personal y costos administrativos, costos de CAMMESA y el costo adicional de gas en nuestra planta CT Roca correspondiente a años anteriores. A fines de 2020, se espera que el saldo adeudado relacionado con el costo adicional de gas en CT Roca de años anteriores sea de U $ S 7 millones que se estima pagar durante los siguientes dos años.

Modelo Financiero*

Modelo Financiero*			Información Proyectada
			Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2020	2021	2022	2023	2024	2025
		(en miles de dólares estadounidenses, a excepción de			los índices)
Ingresos[1]………………………………………………..	189.914	184.133	158.600	149.897	149.897	149.897
Gastos[2]………………………………………………..	(34.213)	(32.804)	(28.119)	(27.219)	(27.219)	(27.219)
EBITDA[3]………………………………………………………….	155.701	151.328	130.481	122.677	122.677	122.677
Flujo de efectivo operativo[4]……………………………………	126.680	145.886	130.874	120.453	111.429	100.303
Inversiones de capital[5]……………………………………	(24.340)	(25.998)	(5.303)	(1.303)	(1.303)	(1.303)
Flujo efectivo libre[6]……………………………………………..	102.339	119.888	125.571	119.150	110.127	99.000
Deuda financiera total(al cierre del período)[7]………	571.944	534.862	476.778	411.633	301.621	202.672
Efectivo (al cierre del período)[8]………………………………	8.027	15.550	10.853	-	-	-
Deuda financiera neta (al cierre del período)[9]………	563.917	519.312	465.924	411.633	301.621	202.672
Índice de Deuda Financiera Total sobre EBITDA………	3,7x	3,5x	3,7x	3,4x	2,5x	1,7x
ïndice de Deuda Neta sobre EBITDA……………………………	3,6x	3,4x	3,6x	3,4x	2,5x	1,7x

*Los proyectos de conversión a ciclo combinado de las centrales de Generación Río IV – TG 6:7:8 y Ezeiza – TG 1:2:3:4 no están considerados en la información contenida bajo el cuadro del Modelo Financiero que figura arriba.

(1) Los ingresos en virtud de la Resolución 31/20 reflejan el esquema de precios actual al 1ero de febrero de 2020 (la compensación anterior fue establecida en virtud de la Resolución 1/19). Con respecto a la Resolución 1281/06 (Energía Plus), los contratos tienen un plazo promedio que oscila entre los 12 y los 24 meses. Suponemos que los contratos se renuevan a su vencimiento en términos similares y que no se contrata nueva capacidad en virtud de este esquema regulatorio. La suposición cuando se extingue el plazo de un CCEE es que la capacidad disponible previamente contratada en virtud de ese CCEE quedará sujeta al marco regulatorio previsto por la Resolución 1/19 y será remunerada conforme al mismo. Esta suposición se basa en las características actuales y esperadas de las turbinas y de su estado de mantenimiento, entre otros factores. El cuadro debajo incluye información relacionada con nuestras centrales de generación, incluido el plazo de los CCEE para cada central de generación.

			Capacidad	Capacidad	Precio por
			Nominal	bajo CCEE	Capacidad
					USD/ MW-		Vencimiento
Central de Generación	Tipo de Proyecto	Marco Regulatorio	MW	MW	mes	FHC	CCEE
Under Operations
M. Maranzana	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	50	45	16.133	sep-10	sep-20
Independencia	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	120	100	17.155	dic-11	dic-21
CT Roca	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	130	117	12.540	jun-12	jun-22
Frías	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	60	56	19.272	dic-15	dic-25
Riojana	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	50	45	16.790	may-17	may-27
M. Maranzana	Ciclo Abierto	Res. 220/2007	100	90	15.930	jul-17	jul-27
Independencia	Ciclo Abierto	Res. 21/2016	50	46	21.900	ago-17	jul-27
Ezeiza	Ciclo Abierto	Res. 21/2016	100	94	21.900	sep-17	jul-27
Independencia	Ciclo Abierto	Res. 21/2016	50	46	20.440	feb-18	feb-28
Ezeiza	Ciclo Abierto	Res. 21/2016	50	48	20.440	feb-18	feb-28
CT Roca	Ciclo Combinado	Res. 220/2007	60	55	31.916	ago-18	ago-28
			820	742

• (2) Aproximadamente el 60% de los gastos estimados está denominado en U$S y el 40% está denominado en AR$. Suponemos que las variaciones en el índice de inflación y en el tipo de cambio se compensan ligeramente entre sí.

• (3) Refleja ingresos menos gastos y no incluye depreciación y amortización, intereses pagados, ganancia financiera e impuesto a las ganancias.

• (4) Refleja ingresos (más IVA) menos contratos por servicios (más IVA), gastos por personal, impuesto a las ganancias y otros gastos (más IVA).

• (5) Supone las siguientes inversiones de capital para los siguientes años:

• a. 2020: saldo del financiamiento comercial (Siemens) por la construcción de nuestras centrales de generación de ciclo simple en Ezeiza (bajo Resolución No. 21/16 PPAs) y Tucumán (bajo Resolución No. 21/16 PPAs) y equipos ya contratados e IVA asociado a la importación de dichos equipos, relacionados con la ampliación y conversión de ciclo combinado en nuestras plantas de Río IV y Ezeiza bajo la Resolución N ° 287/17 con contratos de capacidad adjudicados por un monto aproximado de U$S 11 millones. Contrato de mantenimiento con PWPS para asegurar la operación de las plantas de Río IV por monto de U$S 15 millones (85% de financiamiento del Exim Bank).

• b. 2021: Equipos ya contratados e IVA asociado a la importación de dichos equipos, relacionados con la ampliación y conversión a ciclo combinado en nuestras plantas de Río IV y Ezeiza bajo la Resolución N ° 287/17 con contratos de capacidad adjudicados por un monto aproximado de U$S 10 millones; pagos de reparaciones, repuestos y mantenimiento anual para Planta CT Roca por monto aproximado de U$S 8 millones.

• c. 2022: Equipos ya contratados e IVA asociado a la importación de dichos equipos, relacionados con la ampliación y conversión de ciclo combinado en nuestras plantas de Río IV y Ezeiza bajo la Resolución N ° 287/17 con contratos de capacidad adjudicados por un monto aproximado de U$S 4 millones.

• d. Pagos por mantenimiento anual mínimo requerido de todas las plantas.

• (6) Refleja el flujo de efectivo operativo menos inversiones de capital.

(7) No se incluyen las deudas comerciales en Deuda financiera total. Asume: (i) nuevos cronogramas extendidos de amortización para la Nota Privada, el financiamiento BLC, las Obligaciones Negociables Locales y el préstamo GECE, todos actualmente en negociaciones para su modificación; (ii) U$S 35 millones en nueva deuda de mediano plazo a obtener en 2020/2021; (iii) U$S 405 millones en nueva deuda a largo plazo a obtener en 2023.

• (8) Refleja el efectivo al cierre del ejercicio anterior más el flujo de efectivo libre durante el ejercicio más la nueva deuda financiera incurrida menos la deuda financiera cancelada menos los gastos financieros e intereses pagados. Los intereses financieros pagados se calculan sobre la deuda financiera total. Suponemos una tasa de interés promedio ilustrativa del 10%. Un aumento o disminución del 10% de nuestra tasa de interés promedio ilustrativa pagadera sobre nuestra deuda financiera aumentaría o disminuiría, respectivamente, nuestros intereses financieros pagados en aproximadamente U$S 6 millones anuales.

• (9) Refleja la deuda financiera total menos efectivo y equivalentes de efectivo.

Declaraciones sobre Hechos Futuros

El presente Modelo Financiero contiene declaraciones que constituyen estimaciones sobre hechos futuros. Algunas de estas declaraciones incluyen nuestras intenciones, creencias o expectativas. Las declaraciones sobre hechos futuros no constituyen garantías de desempeño a futuro. Los resultados reales podrían ser ampliamente distintos de las expectativas descriptas en las declaraciones sobre hechos futuros. Por lo tanto, se advierte a los inversores que no confíen excesivamente en las declaraciones sobre hechos futuros como si fueran predicciones de resultados reales.

Para efectuar estas declaraciones sobre hechos futuros nos basamos en expectativas e hipótesis actuales sobre sucesos a futuro. Si bien consideramos que dichas expectativas e hipótesis son razonables, están inherentemente sujetas a riesgos e incertidumbres significativos, la mayoría de ellos son difíciles de predecir y varios de ellos escapan a nuestro control. Los riesgos e incertidumbres que podrían afectar las declaraciones sobre hechos futuros incluyen los siguientes, a título meramente enunciativo:

• condiciones macroeconómicas, políticas y sociales en Argentina;

• las políticas gubernamentales del actual gobierno en Argentina, incluyendo aquellas respecto a la reestructuración en curso de la deuda soberana y la facilitación del acceso a capital extranjero por parte de empresas argentinas;

• el impacto que la pandemia del COVID-19, y las medidas gubernamentales para contener la propagación del virus, o desarrollos futuros similares, en Argentina y globalmente, puedan tener en nuestro negocio y operaciones;

• políticas y regulaciones gubernamentales que afecten la industria de la energía eléctrica en Argentina, incluyendo cambios en los marcos regulatorios actuales, modificaciones a programas establecidos para incentivar las inversiones en capacidad de generación adicional y reducciones en los subsidios del gobierno a los consumidores, o potenciales cambios en los PPAs existentes;

• inflación creciente en Argentina;

• fluctuaciones en el tipo de cambio, incluida una depreciación significativa del peso Argentino;

• controles cambiarios, restricciones a la transferencia de divisas al extranjero y restricciones a la entrada y salida de capitales;

• disponibilidad de financiación bajo términos razonables, o en absoluto, incluyendo como resultado de las condiciones del mercado global;

• nuestra capacidad para reestructurar o refinanciar exitosamente las deudas existentes y para obtener el suficiente financiamiento para brindar liquidez a fin de cumplir con nuestros objetivos comerciales;

• condiciones del mercado o del negocio y fluctuaciones de la demanda de energía eléctrica así como la capacidad de nuestros clientes de pagar por nuestros servicios, incluyendo potenciales demoras en los pagos por CAMMESA;

• competencia en el sector eléctrico, incluso como resultado de la construcción de capacidad de generación adicional;

• riesgos operacionales relacionados con la generación, además de la transmisión y distribución de energía eléctrica;

• nuestra capacidad de concluir los planes de construcción y expansión en los plazos programados y de conformidad con lo presupuestado;

• capacidad de retener a miembros clave de la alta gerencia y empleados técnicos clave;

• nuestra relación con nuestros empleados;

• acontecimientos macroeconómicos o políticos en otros países que afecten a la Argentina;

• bajas en los mercados de capitales y cambios en general en los mercados de capitales que puedan afectar políticas o actitudes hacia Argentina o empresas argentinas, y

• otros factores o tendencias que afecten la situación patrimonial o los resultados de nuestras operaciones.

Las declaraciones sobre hechos futuros se refieren únicamente a la fecha del presente Modelo Financiero, y no asumimos obligación alguna de actualizar o modificar estimaciones o declaraciones sobre hechos futuros sobre la base de información nueva, acontecimientos futuros, etc., excepto según lo requiera la ley.