Central Termica Roca S.A. - Capital/Financing Update 2021

PROSPECTO DE PROGRAMA

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Generación Mediterránea S.A. Central Térmica Roca S.A. Co-Emisoras

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA U$S700.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR)

El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) por hasta U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) (el “Programa”) de Generación Mediterránea S.A. (“GEMSA”) y Central Térmica Roca S.A. (“CTR”, y, junto con GEMSA, las “Sociedades”, las “Compañías” o las “CoEmisoras”, indistintamente), en el marco del cual las mismas podrán, conforme con la Ley 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias y actualizaciones (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y demás normas vigentes, emitir obligaciones negociables simples (las “Obligaciones Negociables”) no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante y con o sin garantía de terceros y/o de alguna de las sociedades relacionadas con las Co-Emisoras. Albanesi S.A. (“Albanesi”, “ASA”, o el “Garante”, indistintamente) garantizará las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo este Programa, salvo que se determine lo contrario en los respectivos Suplementos (conforme se define más adelante). Se informa que, en virtud de la Fusión 2021 (tal como se define más adelante), Albanesi se encuentra en proceso de ser fusionada con GEMSA, siendo GEMSA la entidad sobreviniente. Para más información sobre la fusión, véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ”.

Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases con términos y condiciones específicos diferentes entre las Obligaciones Negociables de las distintas clases, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones específicos que las demás Obligaciones Negociables de la misma clase, y aunque las Obligaciones Negociables de las distintas series podrán tener diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las Obligaciones Negociables de una misma serie siempre tendrán las mismas fechas de emisión y precios de emisión. Las Co-Emisoras serán solidariamente responsables por todas las obligaciones que surjan de las Obligaciones Negociables.

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los suplementos de precio correspondientes a cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables (dichos suplementos de precio, los “Suplementos”). Los plazos siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos que permitan las normas vigentes. Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Los intereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Las Sociedades no se encuentran registradas como emisoras frecuentes bajo la normativa aplicable de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”).

Las Co-Emisoras han optado que el Programa no cuente con calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, las CoEmisoras podrán optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa y, en su caso, informarán la calificación otorgada en los Suplementos correspondientes. En caso de que las Co-Emisoras opten por calificar una o más clases y/o series de Obligaciones Negociables, las mismas contarán solamente con una calificación de riesgo a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes.

De acuerdo al artículo 13 de la Sección IV del Título XI de las Normas de la CNV, las Co-Emisoras manifiestan, con carácter de declaración jurada, que ni las Co-Emisoras, sus beneficiarios finales, ni las personas físicas o jurídicas que tienen como mínimo el 20% de su capital o de los derechos a voto, o que por otros medios ejercen el control final, directo o indirecto sobre la misma, registran condenas por delitos de lavado de activos y/o financiamiento del terrorismo y/o figuran en las listas de terroristas y organizaciones terroristas emitidas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas.

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La creación del Programa fue autorizada por Resolución Nº RESFC-2017-18947-APN-DIR#CNV de fecha 26 de septiembre de 2017. El aumento del monto del Programa por hasta U$S300.000.000 (o su equivalente en otra moneda) fue autorizado por Resolución Nº RESFC-2019-20111-APN-DIR#CNV de fecha 8 de marzo de 2019 de la CNV. El aumento del monto del Programa hasta U$S700.000.000 (o su equivalente en otra moneda) y la modificación de sus términos y condiciones fueron autorizados por Disposición Nº DI-2020-43-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV con fecha 10 de septiembre de 2020. La modificación de los términos del prospecto de Programa a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables denominadas en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos

Osvaldo Cado

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Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 o en Unidades de Valor Adquisitivo u otras que las reemplacen o se dicten en el futuro, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o cualquier otro índice permitido en el futuro, en virtud de lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional, y de conformidad con el Artículo 40 bis, Sección V, Capítulo V, Título II, de las Normas de la CNV, ha sido autorizada por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV DI-2021-3-APN-GE#CNV de fecha 23 de febrero de 2021. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad de los directorios de las Co-Emisoras (los “Directorios”) y, en lo que les atañe, de los órganos de fiscalización de las mismas y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831 (con sus modificatorias y reglamentarias, incluyendo sin limitación la Ley N°27.440 y el Decreto Nº 471/2018, “Ley N° 26.831” o la “Ley de Mercado de Capitales”). Los Directorios manifiestan, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de las Sociedades y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación al Programa, conforme las normas vigentes.

Salvo que se especifique de otra forma en los Suplementos aplicables a una clase y/o serie, las Obligaciones Negociables no serán registradas bajo la Ley de Títulos Valores de los Estados Unidos de 1933 y sus modificatorias (la “Ley de Títulos Valores”), ni bajo cualquier ley sobre títulos valores de cualquier estado de los Estados Unidos o de cualquier otra jurisdicción fuera de la República Argentina. En virtud de ello, las Obligaciones Negociables sólo se podrán ofrecer en transacciones exentas de registración bajo la Ley de Títulos Valores y las leyes de títulos valores de otras jurisdicciones cualesquiera (excepto Argentina). Dentro de Estados Unidos, se ofrecerán las Obligaciones Negociables únicamente a inversores institucionales calificados en virtud de la Regla 144A de la Ley de Títulos Valores. Fuera de Estados Unidos, se ofrecerán las Obligaciones Negociables únicamente a ciudadanos no estadounidenses de conformidad con la Regulación S de la Ley de Títulos Valores.

El presente Prospecto se encuentra a disposición de los interesados en el domicilio de GEMSA (CUIT 30-68243472-0; [email protected]), CTR (CUIT 33-71194489-9; [email protected]) y ASA (30-68243472-0; [email protected]) ubicado en Av. Leandro N. Alem 855 – Piso 14°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, de lunes a viernes de 10 a 15 hs, así como en la página web del Grupo Albanesi (www.albanesi.com.ar), teléfono +54 11 313-6790.

La fecha de este Prospecto es 6 de octubre de 2021

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ÍNDICE

AVISOS IMPORTANTES ................................................................................................................................... 4 INFORMACIÓN RELEVANTE ........................................................................................................................ 15 GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS ........................................................................................................ 19 DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS .......................................................................................... 25 RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES .............. 27 INFORMACION DE LAS CO-EMISORAS ...................................................................................................... 33 FACTORES DE RIESGO ................................................................................................................................ 101 POLÍTICAS DE LAS CO–EMISORAS ........................................................................................................... 127 INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN, DEL CONSEJO DE VIGILANCIA Y COMITÉ DE AUDITORÍA (TITULARES Y SUPLENTES)................................................................................................. 131 ESTRUCTURA DE LAS CO-EMISORAS, GARANTE, ACCIONISTAS O SOCIOS Y PARTES RELACIONADAS ........................................................................................................................................... 141 ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LAS CO-EMISORAS ...................................................................... 147 ANTECEDENTES FINANCIEROS ................................................................................................................ 148 DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN ........................................................................................................ 211 INFORMACIÓN ADICIONAL ....................................................................................................................... 226

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AVISOS IMPORTANTES

a) Notificación a los inversores sobre nuestra reorganización societaria

Con fechas 11 de mayo de 2021 y 26 de mayo de 2021, mediante asambleas generales extraordinarias de Albanesi, GEMSA y Generación Centro S.A. (“GECE”), se resolvió llevar a cabo la fusión en virtud de la cual GEMSA, actuando como sociedad absorbente y continuadora, absorbió a Albanesi y GECE, las cuales se disolverán sin liquidarse (la “Fusión 2021”). A los efectos contables e impositivos, se estableció como fecha efectiva de fusión el día 1° de enero de 2021 (la “Fecha Efectiva de Fusión”) y, a esa fecha, se consideran incorporados al patrimonio de GEMSA todos los activos y pasivos y el patrimonio neto, incluidos bienes registrables, derechos y obligaciones pertenecientes Albanesi y GECE y será considerada la fecha de reorganización indicada en el artículo 172 del Decreto Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias, todo ello sujeto a su inscripción ante el registro público de comercio de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a cargo de la Inspección General de Justicia (la “IGJ”). En cumplimiento de la normativa vigente, el Acuerdo Definitivo de Fusión deberá ser inscripto en la IGJ. La conformidad administrativa de la Fusión 2021 se encuentra actualmente en trámite ante la Gerencia de Emisoras de CNV.

A partir de la Fecha Efectiva de Fusión y hasta la correspondiente inscripción en la IGJ, el Directorio de GEMSA tomó a su cargo la administración de los activos y pasivos de las Sociedades Absorbidas (conforme se define más adelante), incluyendo Albanesi, con suspensión de quienes la ejercitaban de acuerdo al artículo 84 de la LGS.

Para mayor información, véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ” de este Prospecto.

b) Información Financiera

Con posterioridad al cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, con fecha 10 de agosto de 2021 se publicaron en la AIF los estados contables por el período intermedio de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 de GEMSA bajo los ID 2780232 y 2780234 y de CTR bajo el ID 2779866, los cuales se incorporan al presente en el ANEXO I.

c) Pandemia a nivel mundial por el brote de “coronavirus”

El 11 de marzo de 2020 la Organización Mundial de la Salud decretó el estado de pandemia a nivel mundial por el brote del virus denominado “COVID-19”, comúnmente conocido como “Coronavirus”, que hubiera tenido su origen en la cuidad de Wuhan, capital de la provincia de Hubei, en China, pero que en cuestión de meses se propagó a todos los países, incluyendo a la República Argentina. La propagación continua del virus ha llevado a la ruptura y volatilidad en los mercados de capitales globales, aumentando la incertidumbre económica. Es probable que la pandemia cause una crisis económica con una duración potencialmente extensa.

Para más información sobre el impacto de esta pandemia y su efecto en la economía argentina, y en el negocio de las Co-Emisoras, por favor ver “La pandemia actual generada por el virus del COVID-19 y las medidas gubernamentales adoptadas para limitar la propagación del virus están teniendo un impacto significativo en las economías internacionales y en la economía de Argentina” del presente Prospecto.

Asimismo, para un detalle de las últimas medidas adoptadas por la UIF, véase “ Avisos Importantes – e) Notificación a los inversores sobre normativa referente a lavado de activos ”. Para un detalle de las últimas medidas adoptadas por el BCRA y la CNV, véase “ Información Adicional – c) Controles de Cambio ” de este Prospecto.

d) Notificación a los inversores

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables ser emitidas bajo el presente Prospecto, el público inversor deberá considerar los factores de riesgo que se describen en “Factores de Riesgo” del presente Prospecto y el resto de la información contenida en él, así como también aquella

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información incluida en los Suplementos correspondientes (complementados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o suplementos correspondientes). Este Prospecto, los Suplementos correspondientes y toda otra información complementaria que deba ser puesta a disposición del inversor conforme las normas vigentes, podrá ser obtenida en la página web de las Co-Emisoras (www.albanesi.com.ar) o en la página web de la CNV (https://www.argentina.gob.ar/cnv/).

El destinatario del presente Prospecto debe leerlo íntegra y cuidadosamente. El destinatario sólo podrá considerar válida la información contenida en el presente Prospecto. Las Co-Emisoras no han autorizado a terceros para que le proporcionen otra información al destinatario, y ni las Co-Emisoras se harán responsables por cualquier otra información que algún tercero pueda haber provisto al destinatario. El destinatario debe asumir que la información contenida en el presente Prospecto es precisa únicamente a la fecha consignada en la portada. Nuestra actividad comercial, situación patrimonial, resultados operativos y perspectivas pueden haber cambiado desde esa fecha. La entrega de este Prospecto no implicará, bajo ninguna circunstancia, que la información aquí contenida es correcta en cualquier fecha posterior a la fecha especificada en la portada.

La información contenida en este Prospecto con respecto a la situación política, legal y económica de argentina ha sido obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas, y las Compañías no son responsables de su veracidad. No podrá considerarse que la información contenida en el presente Prospecto constituya una promesa o garantía de dicha veracidad, ya sea con respecto al pasado o al futuro.

Las Co-Emisoras obtuvieron cierta información financiera contenida en el presente Prospecto de fuentes disponibles al público que consideran confiables. Aceptan su responsabilidad de extraer y reproducir fielmente dicha información.

El destinatario del Prospecto reconoce que:

Tuvo la oportunidad de revisar toda la información financiera y de otra índole considerada necesaria para tomar la decisión de invertir, así como de verificar la exactitud de la información contenida en el presente Prospecto o bien de complementarla; y
No se autorizó a ningún agente colocador y/o cualquier otra persona para que proporcionara información o realizara declaraciones sobre las Co-Emisoras o las Obligaciones Negociables distintas de lo establecido en el presente Prospecto y/o en los Suplementos correspondientes. Y, si se brindara y/o efectuara, dicha información y/o declaraciones no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por las Co-Emisoras y/o los correspondientes agentes colocadores.

Ni el presente Prospecto ni los Suplementos correspondientes constituyen o constituirán una oferta para vender ni un pedido de ofertas para comprar las obligaciones negociables en ninguna jurisdicción donde sea ilegal realizar tal oferta o pedido. El destinatario del Prospecto debe cumplir con todas las leyes y regulaciones aplicables vigentes en cualquier jurisdicción donde compre, ofrezca y/o venda las obligaciones negociables, y/o en la que posea, consulte y/o distribuya este Prospecto y/o los Suplementos correspondientes, y debe obtener el consentimiento, aprobación o permiso requerido para efectuar la compra, oferta y/o venta de las obligaciones negociables de conformidad con las leyes y regulaciones vigentes en cualquier jurisdicción a la cual el destinatario esté sujeto y/o en la cual realice tal compra, oferta y/o venta, por la cual ni las Co-Emisoras ni los agentes colocadores asumen responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes.

El presente Prospecto será publicado en todos los medios informáticos de Argentina de aquellos mercados en los cuales sean listadas las Obligaciones Negociables.

Ni las Co-Emisoras ni los agentes colocadores ni sus respectivos afiliados o representantes realizan declaración alguna a un destinatario o comprador de las Obligaciones Negociables aquí ofrecidos sobre la legalidad de inversión alguna efectuada por dicho destinatario o comprador según el derecho aplicable.

El destinatario debe tener presente que es posible que se le solicite que asuma los riesgos financieros de invertir en las Obligaciones Negociables por un período indefinido. al decidir si invertir en las Obligaciones Negociables, el destinatario del presente Prospecto debe basarse en su propio análisis de las Co-Emisoras, en la información de las sociedades contenida en el Prospecto y los Suplementos correspondientes, en los términos

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y condiciones de las Obligaciones Negociables, incluidos los méritos y riesgos involucrados. El destinatario no debe interpretar el contenido del presente Prospecto y/o de los Suplementos correspondientes como asesoramiento jurídico, comercial, financiero o impositivo. El destinatario debe consultar con sus propios asesores según sea necesario para tomar la decisión de invertir y determinar si está legalmente habilitado para comprar las Obligaciones Negociables en virtud de cualquier ley o regulación sobre inversiones o de naturaleza similar.

Los agentes que participen en la organización y coordinación de la colocación y distribución de las Obligaciones Negociables, una vez que las mismas ingresen en la negociación secundaria, podrán realizar operaciones de estabilización y similares con el fin de estabilizar el precio de las Obligaciones Negociables únicamente a través de los sistemas informáticos de negociación bajo segmentos que aseguren la prioridad precio tiempo y por interferencia de ofertas, garantizados por el mercado y/o la cámara compensadora en su caso, todo ello conforme con el artículo 12, Sección IV, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV (según se define más adelante) y demás normas vigentes (las cuales podrán ser suspendidas y/o interrumpidas en cualquier momento). Todas las operaciones de estabilización: (i) deben concluir, a más tardar, a los 30 días corridos desde el primer día en el cual se haya iniciado la negociación secundaria de las correspondientes Obligaciones Negociables en el mercado; (ii) únicamente pueden efectuarse para evitar o moderar caídas de precios; (iii) no podrán realizarse a precios superiores a los de la colocación inicial o a los de transacciones entre partes no relacionadas con respecto a la distribución y colocación de las Obligaciones Negociables; y (iv) los agentes que realicen operaciones en los términos antes indicados, deberán informar a los mercados la individualización de las mismas. Los mercados deberán individualizar como tales y hacer públicas las operaciones de estabilización, ya fuere en cada operación individual o al cierre diario de las operaciones.

En caso que las Sociedades se encontraran sujetas a procesos judiciales de quiebra, concurso preventivo, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, estarán sujetos a las disposiciones previstas por las leyes de quiebra, concursos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares y/o demás normas vigentes que sean aplicables. Para mayor información, véase “Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados a las Obligaciones Negociables – En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables podrían emitir su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios” en el presente Prospecto.

En lo que respecta a la información contenida en el Prospecto, las Sociedades tendrán las obligaciones y responsabilidades que imponen los artículos 119 y 120 de la Ley 26.831. El artículo 119 establece que los emisores de valores negociables, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores negociables, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Asimismo, de conformidad con el artículo 120 de dicha Ley, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores negociables deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del Prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.

Los directores, administradores, síndicos y/o consejeros de vigilancia de las Co-Emisoras son ilimitada y solidariamente responsables por los perjuicios que la violación de las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables produzca a los tenedores de las Obligaciones Negociables, ello atento lo dispuesto en el artículo 34 de la Ley de Obligaciones Negociables.

En caso que las Obligaciones Negociables sean ofrecidas fuera de la Argentina, las Sociedades podrán preparar versiones en inglés del presente Prospecto y/o de los Suplementos correspondientes a los fines de su distribución fuera de la Argentina. Dichas versiones en inglés contendrán solamente información contenida en el presente Prospecto y/o en los Suplementos correspondientes (complementados y/o modificados, en su caso, por los avisos, actualizaciones y/o demás documentos correspondientes).

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e) Notificación a los inversores sobre normativa referente a lavado de activos

El concepto de lavado de activos se usa generalmente para denotar transacciones cuyo objetivo es introducir fondos provenientes de actividades ilícitas en el sistema institucionalizado y así transformar ganancias por actividades ilegales en activos de origen aparentemente legítimo.

El 13 de abril de 2000, el Congreso Nacional aprobó la Ley Nº 25.246 (modificada posteriormente, entre otras, por las Leyes N° 26.087, N° 26.119, N° 26.268, N° 26.683, Nº 26.733, Nº 26.734 y Decreto Nº 27/2018), (la “Ley de Prevención de Lavado de Activos”), que crea la Unidad de Información Financiera (“UIF”), establece un régimen penal administrativo, reemplaza a varios artículos del Código Penal argentino y tipifica el lavado de activos como un delito que se comete cuando una persona convierte, transfiere, administra, vende, grava, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado bienes provenientes de un acto ilícito penal, con la consecuencia posible de que el origen de los bienes originarios o subrogados, adquieran la apariencia de un origen lícito, y, siempre que su valor supere la suma de $ 300.000, sea en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí. El Código Penal argentino también sanciona a quien recibiera dinero u otros bienes de origen delictivo con el fin de hacerlos aplicar en una operación que les de la apariencia posible de un origen lícito.

Además, como fuera mencionado, la Ley de Prevención de Lavado de Activos creó la UIF, que actúa bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, y a quien se le encargó el tratamiento y la transmisión de información a los efectos de prevenir e impedir el lavado de activos provenientes de:

Delitos relacionados con el tráfico y comercialización ilícita de estupefacientes (Ley N° 23.737);
Delitos de contrabando de armas y contrabando de estupefacientes (Ley N° 22.415);
Delitos relacionados con las actividades de una asociación ilícita calificada en los términos del artículo 210 bis del Código Penal o de una asociación ilícita terrorista en los términos del artículo 213 ter del Código Penal;
Delitos cometidos por asociaciones ilícitas (artículo 210 del Código Penal) organizadas para cometer delitos por fines políticos o raciales;
Delitos de fraude contra la Administración Pública (artículo 174 inciso 5º del Código Penal);
Delitos contra la Administración Pública previstos en los Capítulos VI, VII, IX y IX bis del Título XI del Libro Segundo del Código Penal;
Delitos de prostitución de menores y pornografía infantil, previstos en los artículos 125, 125 bis, 127 bis y 128 del Código Penal;
Delitos de financiación del terrorismo (artículo 213 quáter del Código Penal);
Extorsión (artículo 168 del Código Penal);
Delitos previstos en la Ley 24.769; y
Trata de personas y el delito de financiación del terrorismo (artículos 41 quinquies y 306 del Código Penal).

A su vez, la Ley de Prevención de Lavado de Activos, en su artículo 20, estableció un régimen de sujetos obligados a informar a la UIF en materia de prevención del lavado de activos y financiamiento del terrorismo, en virtud de las características de sus actividades y la industria en la cuales se desempeñan (los “Sujetos Obligados”).

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En línea con la práctica internacionalmente aceptada, la mencionada ley no atribuye la responsabilidad de controlar estas transacciones delictivas sólo a los organismos del Gobierno Nacional, sino que también asigna determinadas obligaciones a los mencionados Sujetos Obligados, que comprende, entre otros, a diversas entidades del sector privado tales como bancos, agentes autorizados por la CNV y compañías de seguro. Estas obligaciones consisten básicamente en funciones de captación de información y suministro de información canalizada por la UIF.

Las entidades financieras que se encuentran bajo la órbita del Banco Central República Argentina (el “BCRA” o el “Banco Central”, de forma indistinta) así como el resto de los Sujetos Obligados deben informar a UIF sobre cualquier transacción sospechosa o inusual, o transacciones que carezcan de justificación económica o legal, o que sean innecesariamente complejas. Además, dichos Sujetos Obligados deben establecer e implementar pautas y procedimientos internos para transacciones inusuales o sospechosas.

Por dicha razón, podría ocurrir que uno o más participantes en el proceso de colocación y emisión de las Obligaciones Negociables se encuentren obligados a recolectar información vinculada con los suscriptores de Obligaciones Negociables e informarla a las autoridades, como ser aquellas que parezcan sospechosas o inusuales, o a las que les falten justificación económica o jurídica, o que sean innecesariamente complejas, ya sean realizadas en oportunidades aisladas o en forma reiterada.

Los agentes colocadores (en caso de ser entidades financieras) cumplirán con todas las reglamentaciones aplicables sobre prevención del lavado de activos establecidas por el Banco Central y la UIF.

En línea con la Ley de Prevención de Lavado de Activos, mediante la Resolución 11/2011, la UIF aprobó la nómina de quienes deben ser considerados personas políticamente expuestas políticamente (“PEP”) en Argentina, la cual deberá ser tenida en cuenta por los Sujetos Obligados. Dicha nómina, fue modificada posteriormente por la Resolución UIF 52/2012, la cual redefine el concepto de PEP, estableciendo que un PEP debe desempeñar funciones prominentes, por lo que su definición no persigue cubrir a individuos que detenten en un rango medio o subalterno respecto de las categorías anteriores. En noviembre de 2018, la UIF aprobó la Resolución UIF Nº 134/2018, que actualizó la lista de PEP en Argentina, teniendo en cuenta las funciones que desempeñaron en el presente o en el pasado, y su relación por cercanía o afinidad con terceros que desempeñan o han desempeñado dichas funciones. Asimismo, durante el año 2019 la UIF emitió la Resolución 15/19, modificando nuevamente la nómina de PEP y la Resolución 128/19, que estableció que las PEP extranjeras serán consideradas de alto riesgo y por lo tanto objeto de medidas de debida diligencia reforzada, con algunas excepciones.

Por otro lado, las normas del Banco Central requieren que los bancos tomen ciertas precauciones mínimas para impedir el lavado de dinero. Cada entidad debe designar un funcionario administrativo de máximo nivel como la persona responsable de la prevención del lavado de dinero a cargo de centralizar cualquier información que el Banco Central pueda requerir de oficio o a pedido de cualquier autoridad competente. Asimismo, este funcionario u otra persona que dependa del gerente general, el directorio, o autoridad competente, será responsable de la instrumentación, rastreo, y control de los procedimientos internos para asegurar el cumplimiento de las reglamentaciones.

Además, las entidades financieras, en su carácter de Sujetos Obligados, deben informar cualquier transacción que parezca sospechosa o inusual, o a la que le falte justificación económica o jurídica, o que sea innecesariamente compleja, ya sea realizada en oportunidades aisladas o en forma reiterada. En julio de 2001, el Banco Central publicó una lista de jurisdicciones “no cooperadoras” para que las entidades financieras prestaran especial atención a las transacciones a y desde tales áreas.

Asimismo, la Resolución Nº 229/2011 de la UIF (modificada por las Resoluciones UIF N° 140/2012, 3/2014, 104/2016 y derogada por la Resolución UIF N° 21/2018 y, esta última, a su vez modificada por las Resoluciones UIF Nº 156/18, Nº 18/19 y Nº 117/19), estableció ciertas medidas que los agentes autorizados por la CNV (los “Sujetos Obligados de la Resolución 229”), deberán observar para prevenir, detectar y reportar, dentro de los plazos previstos en la normativa, los hechos, actos, operaciones u omisiones que puedan provenir de la comisión de los delitos de lavado de activos y financiación del terrorismo en el mercado de capitales. La Resolución Nº 229/2011 estableció pautas generales acerca de la identificación del cliente (incluyendo la

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distinción entre clientes habituales, ocasionales e inactivos), la información a requerir, la documentación a conservar y los procedimientos para detectar y reportar operaciones sospechosas. Las principales obligaciones establecidas por la Resolución Nº 229/2011 son las siguientes: a) la elaboración de un manual que establezca los mecanismos y procedimientos para la prevención del lavado de activos y financiación del terrorismo; b) la designación de un oficial de cumplimiento; c) la implementación de auditorías periódicas; d) la capacitación del personal; e) la implementación de medidas que permitan a los Sujetos Obligados de la Resolución 229 consolidar electrónicamente las operaciones que realizan con los clientes, así como herramientas tecnológicas, que posibiliten analizar o monitorear distintas variables para identificar ciertos comportamientos y visualizar posibles operaciones sospechosas; f) la implementación de herramientas tecnológicas que permitan establecer de una manera eficaz los sistemas de control y prevención de lavado de activos y financiación del terrorismo; y g) la elaboración de registros de análisis y gestión de riesgo de las operaciones inusuales detectadas y aquellas que por haber sido consideradas sospechosas hayan sido reportadas.

Asimismo, el BCRA y la CNV también deben cumplir con las disposiciones de la Ley de Prevención de Lavado de Activos. A este respecto, las regulaciones de la CNV establecen que las entidades involucradas en la oferta pública de valores (que no sean emisores), incluidos, entre otros, los suscriptores de cualquier emisión primaria de valores, deben cumplir con los estándares establecidos por la UIF. En particular, deben cumplir con la obligación con respecto a la identificación del cliente y la información requerida, el mantenimiento de registros, las precauciones que se deben tomar para reportar operaciones sospechosas, políticas y procedimientos para prevenir el lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo. A su vez, los adquirentes de obligaciones negociables asumirán la obligación de aportar la información y documentación que se les requiera respecto del origen de los fondos utilizados para la suscripción y su legitimidad.

En marzo de 2018, con el dictado de la Resolución Nº 21/2018, conforme fuera modificada con posterioridad, se incluyó la obligación para los Sujetos Obligados de la Resolución Nº 229 de identificar y evaluar sus riesgos y en función de ello, adoptar medidas de administración y mitigación de los mismos, a fin de prevenir de manera más eficaz el lavado de activos. Según esta norma, el Sujeto Obligado debe contar con políticas y procedimientos de “know your client” , los cuales se deben aplicar de acuerdo con la calificación de riesgo determinadas en base al modelo de riesgo implementado por el Sujeto Obligado. En consecuencia, se habilita a los mismos a implementar plataformas tecnológicas acreditadas que permitan llevar a cabo trámites a distancia, sin exhibición personal de la documentación, sin que ello condicione el cumplimiento de los deberes de debida diligencia. A su vez, se fijaron nuevos estándares para realizar las medidas de debida diligencia en el control y monitoreo de los clientes. Asimismo, se contempló a las nuevas categorías de agentes creadas con la última reforma a la Ley 26.831, al tiempo que se incluyó la aplicación a los fideicomisos financieros con oferta pública, sus fiduciarios, fiduciantes y las personas humanas o jurídicas vinculadas directa o indirectamente con estos, derogando parcialmente la Resolución UIF Nº 140/12 sólo sobre tales sujetos, continuando vigentes las disposiciones de la misma para los restantes fideicomisos.

De acuerdo con el Anexo I de la Resolución UIF 154/2018 (que establece el mecanismo de supervisión e inspección de la UIF), tanto el BCRA como la CNV son considerados “Órganos de Contralor Específicos”. En tal carácter, deben colaborar con la UIF el cumplimiento de los procedimientos de prevención de lavado de activos y financiamiento del terrorismo implementados por parte de los Sujetos Obligados sujetos a su control. A estos fines, están facultados a supervisar, monitorear e inspeccionar dichas entidades. La denegatoria, entorpecimiento u obstrucción de las inspecciones por parte de los Sujetos Obligados puede dar lugar sanciones por parte de la UIF, CNV o del BCRA. Tanto la Resolución UIF Nº 30/17, conforme hubiera sido modificada, así como como las normas del BCRA requieren que los bancos tomen ciertas precauciones mínimas para impedir el lavado de activos. En agosto de 2018, mediante la resolución UIF 97/2018, se aprobó la reglamentación del deber de colaboración del BCRA con la UIF para adecuar las tareas de aquél a los parámetros establecidos en la resolución UIF N° 30/17, conforme hubiera sido modificada, en relación a los procedimientos de supervisión de entidades financieras y cambiarias.

Por su parte, las Normas de la CNV disponen que los sujetos participantes en la oferta pública de títulos valores (distintos de entidades emisoras), incluyendo, entre otros, a personas humanas o jurídicas que intervengan como agentes colocadores de toda emisión primaria de valores negociables, deberán cumplir con las normas establecidas por la UIF para el sector mercado de capitales. En virtud de ello, los adquirentes de las

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Obligaciones Negociables asumirán la obligación de aportar la información y documentación que se les requiera respecto del origen de los fondos utilizados para la suscripción y su legitimidad.

Respecto de las Co-Emisoras, éstas deben identificar a cualquier persona, humana o jurídica, que realice aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de capital o préstamos significativos, sea que tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, y deberán cumplir con los requisitos exigidos a los demás sujetos participantes en la oferta pública, por las normas de la UIF, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados. Asimismo, el Artículo 1 de la Sección I, Título XI de las Normas de la CNV establece que las emisoras deberán presentar a la CNV la documentación respaldatoria a fin de verificar el origen lícito de los fondos involucrados en aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o préstamos significativos que reciban, como así también la identidad de los sujetos involucrados en dichas operaciones.

Con fecha 14 de octubre de 2016 la UIF emitió la Resolución Nº 135/2016 dictando normas para fortalecer el intercambio de información internacional con organismos análogos con los que suscriba acuerdos o memorandos de entendimiento y a aquellos organismos públicos extranjeros que integren el Grupo Egmont de Unidades de Inteligencia Financiera o la Red de Recuperación de Activos del Grupo de Acción Financiera de Latinoamérica (GAFILAT).

El 11 de enero de 2017, la UIF dictó la Resolución Nº 4/2017, mediante la cual se establece que se deberán aplicar medidas de debida diligencia especial de identificación a inversores extranjeros y nacionales (los cuales para calificar como tales deben cumplir los requisitos establecidos por dicha norma) en la República Argentina al momento de solicitar la apertura a distancia de cuentas especiales de inversión.

Además, las Normas de la CNV establecen que las entidades bajo su órbita de control y fiscalización sólo podrán dar curso a operaciones en el ámbito de la oferta pública de valores negociables, contratos a término, futuros u opciones de cualquier naturaleza y otros instrumentos y productos financieros, cuando sean efectuadas u ordenadas por sujetos constituidos, domiciliados o que residan en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que no sean considerados como No Cooperantes o de Alto Riesgo por el Grupo de Acción Financiera (“GAFI”).

En línea con lo expuesto, los agentes colocadores podrán solicitar, y los inversores deberán presentar a su simple requerimiento, toda la información y documentación que se les solicite, o que pudiera ser solicitada por los agentes colocadores correspondientes para el cumplimiento de las normas legales penales sobre lavado de activos, las normas del mercado de capitales que impiden, prohíban y prevengan el lavado de activos emitidas por la UIF, y de las Normas de la CNV y/o el Banco Central. Las Co-Emisoras y los agentes colocadores correspondientes podrán rechazar manifestaciones de interés y/u órdenes de compra de no cumplirse con tales normas o requisitos, y dichos rechazos no darán derecho a reclamo alguno contra las Co-Emisoras, y/o los agentes colocadores.

Si bien de conformidad con las Resoluciones Nº 121 y 229 de la UIF, conforme hubieran sido modificadas, las operaciones sospechosas de lavado de activos deben ser reportadas a la UIF en un plazo de ciento cincuenta (150) días corridos a partir de la operación realizada (o tentada), la Resolución N°3/2014 de la UIF, conforme hubiera sido modificada por la Resolución Nº 117/2019, establece que los sujetos obligados deben reportar a la UIF todo hecho u operación sospechosa de lavado de activos dentro de los treinta (30) días corridos desde que los hubieran calificado como tales, en tanto las operaciones sospechosas de financiación de terrorismo deben ser reportadas dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de la operación realizada (o tentada).

En febrero de 2016, mediante el Decreto Nº 360/2016, se creó el “Programa de Coordinación Nacional para el Combate del Lavado de Activos y la Financiación del Terrorismo”, en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos otorgándosele la función de reorganizar, coordinar y fortalecer el sistema nacional anti lavado de activos y contra la financiación del terrorismo, en atención a los riesgos concretos que puedan tener impacto en el territorio nacional y a las exigencias globales de mayor efectividad en el cumplimiento de las obligaciones y recomendaciones internacionales establecidas por las Convenciones de las Naciones Unidas y los estándares del GAFI, las cuales serían llevadas a cabo a través de un Coordinador Nacional designado al

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efecto; y se modificó la normativa vigente estableciendo que sea el Ministerio de Justicia y Derechos Humanos la autoridad central del Estado Nacional para realizar las funciones de coordinación interinstitucional de todos los organismos y entidades del sector público y privado con competencia en esta materia, reservando a la UIF la capacidad de realizar actividades de coordinación operativa en el orden nacional, provincial y municipal en lo estrictamente atinente a su competencia de organismo de información financiera. Posteriormente, en mayo de 2019 a través del Decreto Nº 331/2019 se creó el “Comité de Coordinación Para la Prevención y Lucha Contra el Lavado de Activos, la Financiación del Terrorismo y la Proliferación de Armas de Destrucción Masiva”.

Por otra parte, en el marco del “Sistema voluntario y excepcional de declaración de tenencia de moneda nacional, extranjera y demás bienes en el país y en el exterior” establecido en la Ley 27.260 y su Decreto Reglamentario Nº 895/2016, la UIF emitió la Resolución Nº 92/2016, en virtud de la cual se estableció que los sujetos obligados debían implementar, a tales efectos un sistema de gestión de riesgos. Asimismo, en caso de detectarse operaciones sospechosas hasta el 31 de marzo de 2017, en el contexto del mencionado régimen legal, deberán reportarlas en un apartado denominado “ROS SF”, en referencia al Reporte de Operación Sospechosa a darse en el marco del régimen de sinceramiento fiscal. Dicho reporte debería ser debidamente fundado y contener una descripción de las circunstancias por las cuales se considera que la operación tiene carácter de sospechosa, en el marco del régimen de sinceramiento fiscal, y revelar un adecuado análisis de la operatoria y el perfil del cliente (en este caso, no resultan necesarios los requerimientos referidos a información y documentación tributaria).

En septiembre de 2016, el BCRA emitió la Comunicación “A” 6060 por la que se fijó que en caso de clientes respecto de los cuales no se pudiera dar cumplimiento a la identificación y conocimiento conforme a la normativa vigente, se deberá efectuar un análisis con un enfoque basado en riesgo, en orden a evaluar la continuidad o no de la relación con el cliente. Los criterios y procedimientos a aplicar a este proceso deben ser descritos en los manuales internos de gestión del riesgo de las. Si es necesario iniciar el proceso de descontinuación de una transacción, será necesario observar los procedimientos y términos vigentes de las normas del Banco Central aplicables al (los) producto (s) contratado por el (los) cliente (s). Las partes obligadas deberán conservar, por un período de diez (10) años, los procedimientos escritos aplicados en cada caso respecto a la discontinuación de la transacción del cliente. Dicha Comunicación “A” 6060 fue dejada sin efecto por la Comunicación “A” 6355, mediante la cual se adecuaron las instrucciones operativas para el manejo de la información de las bases de datos de las normas sobre la materia, como consecuencia de lo establecido en la Comunicación "A" 6207, que dejó sin efecto las designaciones por nota en formato papel de una serie de responsables en entidades sujetas a la fiscalización del BCRA para diversos requerimientos de información. A su vez, se dispuso que las entidades sujetas a la fiscalización del BCRA deberían mantener a disposición del BCRA la documentación respaldatoria de las designaciones del oficial de cumplimiento ante la UIF. También se estableció que las designaciones de oficiales de cumplimiento titulares y suplentes, deberán ser comunicadas al BCRA por medio del régimen informativo pertinente. Por último, se estableció que los representantes de entidades financieras del exterior no autorizadas para operar en el país deberán remitir al BCRA copia certificada de las designaciones de dichos funcionarios.

Asimismo, en noviembre de 2016, el Banco Central por medio de la Comunicación “A” 6094, conforme hubiera sido modificada por la Comunicación “A” 6709, estableció que también deben observarse las disposiciones de prevención de lavado de dinero como de financiación de terrorismo por los representantes de entidades financieras del exterior no autorizadas para operar en el país.

Una de las modificaciones más importantes que dispuso la Resolución UIF Nº 141/2016, en cuanto modificatoria de resoluciones Nº 121 y Nº 229 de 2011 aplicables a los sectores financieros y bursátiles, fue en relación con la aplicación del secreto fiscal y el trazado del perfil de los clientes con un enfoque basado en riesgo. Respecto del secreto fiscal, se estableció que las entidades no podrán requerir de los clientes

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declaraciones juradas impositivas nacionales. A su vez, también se dispuso que los perfiles de los clientes deberán basarse en un nivel de riesgo, la situación patrimonial, económica y financiera en función de la documentación que se obtenga y también deberá trazarse para cada cliente un perfil transaccional.

El 11 de enero de 2017, la UIF dictó la Resolución Nº 4/2017, mediante la cual se estableció que se deberán aplicar medidas de debida diligencia especial de identificación a inversores extranjeros y nacionales (los cuales para calificar como tales deben cumplir los requisitos establecidos por dicha norma) en la República Argentina al momento de solicitar la apertura a distancia de cuentas especiales de inversión.

En septiembre de 2017, la UIF publicó la resolución Nº 30-E/17, derogando la Resolución Nº 121 y estableciendo las nuevas pautas que las entidades financieras y cambiarias deben seguir en calidad de sujetos obligados legalmente a brindar información financiera bajo la Ley de Prevención de Lavado de Activos, en base a las recomendaciones revisadas de GAFI del año 2012, a los fines de adoptar un enfoque basado en riesgos. La Resolución Nº 30-E/17 determinó los elementos de cumplimiento mínimos que deben incluirse en un sistema para la prevención del lavado de activos y financiamiento del terrorismo, como un proceso de due diligence del cliente, programas de capacitación, monitoreo de operaciones, reporte de operaciones sospechosas y normativa de incumplimiento, entre otros elementos. La Resolución Nº 30-E/17 fue derogada por la Resolución Nº 156/2018, conforme se especifica más abajo.

A lo largo de 2018, la UIF revisó sus reglas contra el lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo en línea con ciertas recomendaciones de GAFI y la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) para cumplir con las normas internacionales y consolidar un nuevo enfoque "basado en el riesgo" con respecto a las obligaciones de ciertas entidades informantes, ajustando sus regulaciones con respecto a las personas expuestas políticamente e implementando una vigilancia coordinada.

Con fecha 18 de junio de 2018, a través de la Ley N°27.446 se introdujeron modificaciones a numerosos artículos de la Ley de Prevención del Lavado de Activos tendientes a simplificar y agilizar los procesos judiciales, adecuando la normativa vigente a la realidad operativa de la UIF; y a receptar ciertos estándares internacionales.

En agosto de 2018, mediante la resolución UIF 97/2018, se aprobó la reglamentación del deber de colaboración del BCRA con la UIF en pos de adecuar el mismo a los nuevos parámetros establecidos en la resolución UIF N° 30-E/17 para los procedimientos de supervisión de entidades financieras y cambiarias.

El 26 de diciembre de 2018, la UIF publicó la resolución UIF 154/2018, mediante la cual modificó los procedimientos de supervisión vigentes por nuevos diseños que se adapten y sean conformes a los estándares internacionales promovidos por el GAFI, los cuales deben aplicarse de conformidad con un enfoque basado en riesgo. En consecuencia, la UIF aprobó su "Procedimiento de Supervisión Basado en Riesgos de la Unidad de información financiera", derogando las disposiciones de los Anexos II, III y IV de la resolución UIF 104/2010, el artículo 7º y las disposiciones de los Anexos V y VI de la resolución UIF 165/2011 y del Anexo III de la resolución UIF 229/2014.

Por otra parte, el 28 de diciembre de 2018, mediante Resolución UIF 156/2018, se aprobaron los textos ordenados de la Resolución UIF 30-E/2017, Resolución UIF 21/2018 y Resolución UIF 28/2018, en los términos del Decreto 891/2017 de Buenas Prácticas en Materia de Simplificación. A través de la RES UIF 156/18 se modificaron y reordenaron las medidas, procedimientos y controles que los sujetos obligados enumerados en dichas resoluciones deben adoptar y aplicar para gestionar el riesgo de ser utilizadas por terceros con objetivos criminales de lavado de activos y financiamiento del terrorismo. Se establecieron, asimismo, que dichos sujetos obligados deberán establecer un cronograma de digitalización de los legajos de clientes prexistentes, teniendo en consideración el riesgo que estos presenten.

En julio de 2019, mediante el Decreto N° 489/2019, el Poder Ejecutivo creó el Registro Público de Personas y Entidades Vinculadas a Actos de Terrorismo y su Financiamiento (el “RePET"), para centralizar y gestionar toda la información relacionada con la congelación administrativa de activos vinculados a actos de terrorismo y su financiación. El RePET está habilitado para proporcionar acceso público y garantizar el intercambio de información con las agencias con competencia en el campo y con terceros países y los sujetos

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obligados a informar deberán proporcionar toda información relacionada con operaciones realizadas o intentadas por personas humanas o jurídicas incorporadas en el RePET.

El 17 de noviembre de 2019, mediante la Resolución N° 117/2019, la UIF actualizó los umbrales mínimos sobre los cuales las entidades informantes deben llevar a cabo los requisitos de control reforzado y diligencia debida establecidos por las regulaciones aplicables contra el lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo. Esta medida tiene como objetivo "contribuir a una prevención eficiente del lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo" desde un enfoque basado en el riesgo, de acuerdo con los estándares internacionales promovidos por el GAFI.

Adicionalmente, la CNV estableció a través de la Resolución General Nº 816/19, según fuera modificada por la Resolución General 846/2020, que, dentro de los sujetos obligados en los términos de los incisos 4, 5 y 22 del artículo 20 de la Ley de Prevención de Lavado de Activos, quedan comprendidos los a) agentes de negociación; b) agentes de liquidación y compensación; c) las personas humanas y/o jurídicas registradas ante la CNV que actúen en la colocación de fondos comunes de inversión o de otros productos de inversión colectiva autorizados por dicho organismo; d) plataformas de financiamiento colectivo; e) agentes asesores globales de inversión; y f) las personas jurídicas, contempladas en el inciso 22) del artículo 20 de la Ley de Prevención de Lavado de Activos que actúen como fiduciarios financieros en fideicomisos financieros cuyos valores fiduciarios cuenten con autorización de oferta pública de la CNV, y los agentes registrados por el mencionado organismo de contralor que intervengan en la colocación de valores negociables emitidos en el marco de los fideicomisos financieros antes mencionados. Tales sujetos deberán observar lo establecido en la Ley de Prevención de Lavado de Activos, en las normas reglamentarias emitidas por la UIF y en la reglamentación de la CNV. Ello incluye los decretos del Poder Ejecutivo Nacional referidos a las decisiones adoptadas por el consejo de seguridad de las naciones unidas, en la lucha contra el terrorismo, y el cumplimiento de las resoluciones (con sus respectivos anexos) del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto.

Los inversores deberán suministrar toda aquella información y documentación que les sea requerida por el o los agentes colocadores y/o las Co-Emisoras para el cumplimiento de, entre otras, las normas sobre lavado de activos de origen delictivo emanadas de la UIF o establecidas por la CNV o el BCRA.

PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE ACTIVOS VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA DEL TÍTULO XIII, LIBRO SEGUNDO DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF, A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EN EL SITIO WEB DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA O EN WWW.INFOLEG.GOB.AR. ASIMISMO, LOS INVERSORES PODRÁN CONSULTAR LOS SITIOS WEB DEL BCRA (WWW.BCRA.GOB.AR), UIF (WWW.ARGENTINA.GOB.AR/UIF) Y CNV (HTTPS://WWW.ARGENTINA.GOB.AR/CNV/).

EL PRESENTE AVISO A LOS INVERSORES ES UN BREVE RESUMEN DE LA NORMATIVA REFERIDA A LA PREVENCIÓN DEL LAVADO DE ACTIVOS A MEROS FINES INFORMATIVOS. A PESAR DE ESTE RESUMEN, SE ACLARA QUE RESULTAN DE APLICACIÓN A LAS CO-EMISORAS LA TOTALIDAD DE LA NORMATIVA DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE DINERO Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO.

f) Notificación a los agentes del BYMA

Los Agentes de Negociación (“AN”) y Agentes de Liquidación y Compensación (“ALYC”) deberán solicitar a sus clientes previo cumplimiento de la instrucción de adquisición de títulos valores en Pesos para su posterior e inmediata venta en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior, la presentación de una declaración jurada del titular que manifieste que no resulta beneficiario como empleador del salario complementario establecido en el Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y a la Producción (“ATP”), creado por el Decreto Nº 332/2020, conforme a los plazos y requisitos dispuestos por la DECAD-2020-817-APN-JGM de fecha 17/05/2020 y mod. Asimismo, se deberá incluir en la declaración

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jurada que la persona no se encuentra alcanzada por ninguna restricción legal o reglamentaria para efectuar las operaciones y/o transferencias mencionadas.

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INFORMACIÓN RELEVANTE

a) Aprobaciones societarias

La creación y los términos y condiciones generales del Programa por un monto de hasta U$S100.000.000, la emisión y los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por las asambleas de accionistas de las Co-Emisoras, ambas de fecha 8 de agosto de 2017, y por reuniones de directorio de las Co-Emisoras ambas de fecha 10 de agosto de 2018. La creación del Programa fue aprobada por Resolución de la CNV Nº RESFC-2017-18947APN-DIR#CNV de fecha 26 de septiembre de 2017.

Posteriormente, la actualización y el aumento del monto del Programa por hasta U$S300.000.000 y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por las asambleas extraordinarias de accionistas y por reuniones de directorio de las Co-Emisoras, todas de fecha 4 de febrero de 2019, y por Resolución Nº RESFC2019-20111-APN-DIR#CNV de fecha 8 de marzo de 2019.

Asimismo, la modificación de los términos y condiciones y el aumento del monto del Programa por hasta U$S700.000.000 y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por las asambleas extraordinarias de accionistas y por reuniones de directorio de las Co-Emisoras, todas de fecha 5 de agosto de 2020, y por Disposición Nº DI-2020-43-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 10 de septiembre de 2020. La actuación de Albanesi como garante bajo el Programa fue aprobada por reunión de Directorio de Albanesi de fecha 12 de agosto de 2020.

Mediante reuniones de Directorio de las Co-Emisoras de fecha 19 de febrero de 2021 se decidió realizar una enmienda al Prospecto a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables denominadas en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 o en Unidades de Valor Adquisitivo u otras que las reemplacen o se dicten en el futuro, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o cualquier otro índice permitido en el futuro, en virtud de lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional, y de conformidad con el Artículo 40 bis, Sección V, Capítulo V, Título II, de las Normas de la CNV. Dicha enmienda fue autorizada por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV DI2021-3-APN-GE#CNV de fecha 23 de febrero de 2021.

La última actualización del Prospecto fue aprobada por los directorios de cada Co-Emisora en sus reuniones de fecha 9 de septiembre de 2021, y por el directorio de GEMSA en representación del Garante en su reunión de fecha 10 de septiembre de 2021, y por la Gerencia de Emisoras de la CNV en fecha 7 de octubre de 2021.

Presentación de información contable

General

A menos que se indique lo contrario o que el contexto así lo requiera, las referencias a “nosotros”, “nuestro” o “nuestra” aluden (i) con anterioridad al 1 de enero de 2021, a Albanesi, el Garante de las Obligaciones Negociables, y sus subsidiarias (tales como GEMSA, Co-Emisora de las Obligaciones Negociables, Generación Rosario S.A., CTR, Co-Emisora de las Obligaciones Negociables, GECE, Generación Litoral S.A. y Solalban Energía S.A.); y (ii) con posterioridad al 1 de enero de 2021, a GEMSA y sus subsidiarias. Referencias a las Co-Emisoras aluden a GEMSA y CTR.

Estados Financieros

Los Estados Financieros, están expresados en Pesos, y son confeccionados conforme a las normas financieras de exposición y valuación contenidas en las Resoluciones Técnicas (“RT”) N°26 y N° 29 y sus modificaciones de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) que adoptan de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), incluyendo la Norma Internacional de Contabilidad (“NIC”) 34 “Información financiera intermedia” emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, según sus siglas en inglés) e Interpretaciones del Comité de

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Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (“CINIIF”), y de acuerdo con las resoluciones emitidas por la CNV. El presente Prospecto incluye (i) los estados financieros anuales de GEMSA por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020; (ii) los estados financieros anuales de CTR por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020, y (iii) los estados financieros anuales de Albanesi por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

Los estados financieros anuales fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., contadores independientes. Los estados financieros anuales incluidos en el presente Prospecto han sido actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

Los estados financieros anuales de GEMSA por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 16 de marzo de 2021 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2723298) y encontrándose a la fecha del presente Prospecto pendientes de aprobación por Asamblea convocada para el 20 de abril de 2021; el 31 de diciembre de 2019 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 10 de marzo de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2586900) y acta de asamblea de fecha 16 de abril de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2600088); y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 mediante acta de directorio de fecha 8 de marzo de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2446754) y acta de asamblea de fecha 16 de abril de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2461929).

Los estados financieros anuales de CTR por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 16 de marzo de 2021 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2723380) y encontrándose a la fecha del presente Prospecto pendientes de aprobación por Asamblea convocada para el 20 de abril de 2021; el 31 de diciembre de 2019 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 10 de marzo de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2586878) y acta de asamblea de fecha 20 de abril de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2600952); y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 mediante acta de directorio de fecha 8 de marzo de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2446746) y acta de asamblea de fecha 23 de abril de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2463553).

Los estados financieros anuales de Albanesi por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 16 de marzo de 2021 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2723197) y encontrándose pendientes de aprobación por Asamblea convocada para el 20 de abril de 2021; el 31 de diciembre de 2019 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 10 de marzo de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2586856) y acta de asamblea de fecha 16 de abril de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2600085); y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 mediante acta de directorio de fecha 8 de marzo de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2446737) y acta de asamblea de fecha 16 de abril de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2461916).

De conformidad con las NIIF, las operaciones en moneda que no sea Peso han sido convertidas a Pesos en los Estados Financieros al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación o valuación cuando se miden los rubros. Las ganancias y pérdidas por variaciones en el tipo de cambio resultantes de la liquidación de operaciones o valuación de activos y pasivos en moneda extranjera se reconocen en el estado de resultados en resultados financieros. El Peso se depreció con respecto al dólar estadounidense un 18,5% en 2017, 101,4% en 2018, 58,4% en 2019 y un 89% en 2020, sobre la base de tipos de cambios oficiales informados por el Banco Central, Comunicación “A” 3500.

La NIC Nº 29 “Información financiera en economías hiperinflacionarias” requiere que los estados financieros de una entidad, cuya moneda funcional sea la de una economía de alta inflación, se expresen en términos de la unidad de medida corriente a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, independientemente de si están basados en el método del costo histórico o en el método del costo corriente. Para ello, en términos generales, se debe computar en las partidas no monetarias la inflación producida desde la fecha de adquisición o desde la fecha de revaluación según corresponda. Dichos requerimientos también comprenden a la información comparativa de los estados financieros.

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A los efectos de concluir sobre si una economía es categorizada como de alta inflación en los términos de la NIC 29, la norma detalla una serie de factores a considerar entre los que se incluye una tasa acumulada de inflación en tres años que se aproxime o exceda el 100%. Es por esta razón que, de acuerdo con la NIC 29, la economía argentina debe ser considerada como de alta inflación a partir del 1° de julio de 2018.

A su vez, la Ley N° 27.468 (B.O. 04/12/2018) modificó el artículo 10° de la Ley N° 23.928 y sus modificatorias, estableciendo que la derogación de todas las normas legales o reglamentarias que establecen o autorizan la indexación por precios, actualización monetaria, variación de costos o cualquier otra forma de repotenciación de las deudas, impuestos, precios o tarifas de los bienes, obras o servicios, no comprende a los estados financieros, respecto de los cuales continuará siendo de aplicación lo dispuesto en el artículo 62 in fine de la Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984) y sus modificatorias. Asimismo, el mencionado cuerpo legal dispuso la derogación del Decreto Nº 1269/2002 del 16 de julio de 2002 y sus modificatorios y delegó en el Poder Ejecutivo Nacional, a través de sus organismos de contralor, establecer la fecha a partir de la cual surtirán efecto las disposiciones citadas en relación con los estados financieros que les sean presentados. Por lo tanto, mediante su RG 777/2018 (B.O. 28/12/2018), la CNV dispuso que las entidades emisoras sujetas a su fiscalización deberán aplicar a los estados financieros anuales, por períodos intermedios y especiales, que cierren a partir del 31 de diciembre de 2018 inclusive, el método de reexpresión de estados financieros en moneda homogénea conforme lo establecido por la NIC 29.

De acuerdo con la NIC 29, los estados financieros de una entidad que informa en la moneda de una economía de alta inflación deben reportarse en términos de la unidad de medida vigente a la fecha de los estados financieros. Todos los montos del estado de situación financiera que no se indican en términos de la unidad de medida actual a la fecha de los estados financieros deben actualizarse aplicando un índice de precios general. Todos los componentes del estado de resultados deben indicarse en términos de la unidad de medida actualizada a la fecha de los estados financieros, aplicando el cambio en el índice general de precios que se haya producido desde la fecha en que los ingresos y gastos fueron reconocidos originalmente en los estados financieros.

El ajuste por inflación en los saldos iniciales se calculó considerando los índices establecidos por la Federación Argentina de Consejos Profesionales en Ciencias Económicas (FACPCE) con base en los índices de precios publicados por el INDEC.

Los estados financieros al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, han sido preparados reconociendo los cambios en el poder adquisitivo de la moneda.

Para más información, véase la sección “Antecedentes Financieros” en este Prospecto.

Datos que no se ajustan a las NIIF

En el presente Prospecto, “EBITDA Ajustado” significa los ingresos netos operativos aumentados o disminuidos (sin duplicación) por depreciación y amortización, ingresos y gastos no recurrentes, y resultados derivados de intereses en socios, excepto en la medida en que se hayan recibido dividendos.

Para una conciliación de nuestro EBITDA Ajustado, ver “Antecedentes Financieros”. EBITDA Ajustado es una medida contable que no se ajusta a las NIIF. EBITDA Ajustado se incluye en el presente Prospecto porque que ciertos inversores pueden considerarlo útil como una medida adicional de desempeño financiero y capacidad para pagar deudas y financiar inversiones en activos fijos. EBITDA Ajustado no es ni debería ser considerada como un reemplazo de rubros tales como ingresos, flujos de caja provenientes de operaciones y otras medidas de desempeño financiero o liquidez en virtud de las NIIF. Dado que EBITDA Ajustado es una medida que no se ajusta a las NIIF y no todas las empresas calculan EBITDA Ajustado de la misma manera, nuestra presentación de EBITDA Ajustado puede no ser comparable con otras EBITDA Ajustado o con la forma en que otras empresas presentan su EBITDA Ajustado.

b) Moneda

Salvo que se especifique lo contrario o el contexto requiera lo contrario, las referencias en el presente Prospecto a “Pesos”, “Ps.”, “ARS” o “$” son a pesos argentinos, mientras que las referencias a “Dólares Estadounidenses”, “Dólares”, “U$S” o “USD” son dólares de Estados Unidos.

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Los vaivenes cambiarios y la inflación en la Argentina producen un impacto significativo en nuestra situación contable y en los resultados de nuestras operaciones. Sólo para mayor comodidad, el presente Prospecto contiene conversiones de sumas en Pesos a montos en Dólares Estadounidenses a tipos de cambio especificados. Salvo que se indique lo contrario, en el presente Prospecto, hemos convertido (i) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 84,15 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2020, (ii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 59,89 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2019, (iii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 37,70 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina al 31 de diciembre de 2018; y (iv) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 18,65 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina al 31 de diciembre de 2017.

No debe considerarse que la conversión de sumas a monedas distintas en el presente Prospecto implica que los montos en Pesos en realidad representan montos en Dólares Estadounidenses ni que cualquier persona puede convertir las sumas en Pesos a Dólares Estadounidenses al tipo de cambio indicado o a cualquier otro tipo de cambio. Ver “Información Adicional” y “Factores de Riesgo— Riesgos relacionados con la Argentina — Las fluctuaciones en el valor del peso argentino podrían afectar negativamente la economía argentina” .

c) Ciertos términos definidos

En este Prospecto, el término “Argentina” se refiere a la República Argentina. El término “Gobierno Nacional” o “Gobierno Argentino” se refiere al Gobierno de la Nación Argentina, el término “Secretaría de Energía”, “SGE” o “SE” refiere a la ex Secretaría de Energía de la Nación Argentina, ex Ministerio de Energía y Minería de la Nación o “ME&M”, y ex Secretaría de Gobierno de Energía. Los términos “Banco Central” y “BCRA” se refieren al Banco Central de la República Argentina, el término “INDEC” se refiere al Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, el término “IPC” se refiere al índice de precios al consumidor, el término “ENRE” se refiere al Ente Nacional Regulador de la Electricidad, el término “Banco Nación” se refiere al Banco de la Nación Argentina, el término “BCBA” refiere a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el término “Boletín Diario de la BCBA” refiere al Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el término “CNV” refiere a la Comisión Nacional de Valores de la Nación, el término “BYMA” refiere a Bolsas y Mercados Argentinos S.A., y el término “Ley General de Sociedades” se refiere a la Ley General de Sociedades Nº 19.550 y sus modificatorias, el término “Ministerio de Economía” se refiere al Ministerio de Economía de la Nación Argentina. Las Compañías también utilizan en este Prospecto diversos términos y abreviaturas específicas de la industria de petróleo, gas y electricidad de Argentina. Véase “Glosario de Términos Técnicos” .

d) Redondeo

Ciertas cifras que figuran en el presente Prospecto (incluidos montos porcentuales) y en los estados financieros han sido sometidas a ajustes de redondeo para facilitar la presentación. Por lo tanto, las cifras mostradas para la misma categoría presentada en cuadros o partes diferentes del presente Prospecto y estados financieros pueden variar levemente, y las cifras mostradas como totales en algunos cuadros pueden no ser una suma aritmética de los números que las preceden.

e) Datos económicos, de la industria y del mercado

Los datos económicos, de la industria y del mercado y otra información estadística utilizada en el presente Prospecto se basan en información publicada por organismos gubernamentales argentinos y de publicaciones de la industria, tales como el INDEC, el BCRA, el Ministerio de Economía, el Banco Nación, la SE, CAMMESA y el ENRE. Algunos datos también se basan en nuestras estimaciones, que surgen de nuestro análisis de estudios internos y fuentes independientes. Si bien creemos que estas fuentes son confiables, no hemos verificado independientemente la información y no podemos garantizar su exactitud e integridad. Asimismo, si bien las consideramos que las estimaciones y la investigación comercial interna son confiables y que las definiciones del mercado utilizadas son adecuadas, ni dichas estimaciones o investigación comercial, ni las definiciones, han sido verificadas por ninguna fuente independiente.

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GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS

A menos que se indique lo contrario, los siguientes términos tienen el significado que se expone a continuación:

BADLAR ............................................. CAMMESA ......................................

BADLAR es la tasa de interés publicada por el Banco Central que es equivalente a la tasa promedio de la tasa pagada por los bancos privados por depósitos a 30 días de, como mínimo, un millón de Pesos.

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., el organismo gubernamental a cargo de la gestión del MEM y el despacho de electricidad al SADI. CAMMESA está controlada por el Gobierno Argentino, titular del 20% de su capital accionario, y cuatro grupos de entidades, cada una titular del 20% de su capital accionario, a saber: las asociaciones que representan a las empresas de generación, las empresas de transmisión, las empresas de distribución y los grandes usuarios. CAMMESA está a cargo de despachar electricidad al SADI, planificar necesidades de capacidad energética y optimizar el uso de la energía, monitorear la operación del mercado a término, facturar y cobrar pagos por operaciones entre actores del MEM, comprar y/o vender energía eléctrica a otros países, entre otras responsabilidades. Los costos operativos de CAMMESA se financian mediante aportes obligatorios por parte de los actores del MEM.

CCEE.............................................	Contratos de Compraventa de Energía Eléctrica y “CE”
	para el uso del término CCEE en singular.
Central termoeléctrica......................	Una unidad de generación que usa la energía calórica
	derivada del combustible, por ejemplo gas natural o
	carbón, como fuente de energía para impulsar el
	generador de energía.
Ciclo combinado..............................	Tipo de turbina termoeléctrica que puede utilizar diversos
	combustibles, incluido el gas natural o el gasoil, para
	impulsar un alternador para generar electricidad y que
	luego utiliza el calor que se libera en ese proceso para
	producir vapor y generar electricidad adicional a través de
	una turbina de vapor.
Ciclo simple.....................................	Un tipo de turbina termoeléctrica que puede usar varios
	combustibles, como gas natural o diésel, para hacer
	funcionar un alternador que genera energía. A diferencia
	de las turbinas de gas de ciclo combinado, las turbinas de
	gas de ciclo simple solamente tienen un ciclo de energía.
CN..................................................	Una central termoeléctrica que usa energía nuclear para
	generar electricidad.
Distribución....................................	La transmisión de electricidad al consumidor final.

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Distribuidor.....................................	Una persona jurídica que provee electricidad a un grupo
	de consumidores finales mediante una red de distribución.
IEASA.............................................	Integración Energética S.A. (ex Energía Argentina S.A. o
	ENARSA), una sociedad estatal que opera plantas
	generadoras y actúa en otros segmentos de la actividad
	energética.
Energía Base...................................	Marco regulatorio creado por la SE en virtud de la
	Resolución SE 95/2013 y sus posteriores modificaciones
	conforme al cual los generadores venden su
	disponibilidad de energía eléctrica a CAMMESA para la
	capacidad instalada con anterioridad al 17 de marzo de
	2006. Ver_“Información de las Co-Emisoras — Nuestros_
	clientes”_y“Información de las Co-Emisoras –_
	Descripción del sector en que se desarrolla su actividad -
	La industria eléctrica en Argentina y su regulación”.
Energía Plus....................................	El mercado regulatorio creado por la SE en virtud de la
	Resolución SE 1281/06 conforme al cual los generadores
	venden su energía eléctrica a tomadores privados. Ver
	_“Información de las Co-Emisoras— Nuestros clientes”_y
	“Información de las Co-Emisoras – Descripción del
	sector en que se desarrolla su actividad - La industria
	eléctrica en Argentina y su regulación”.
ENRE..............................................	El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, un
	organismo regulador autónomo que opera bajo la órbita de
	la SE. El ENRE supervisa el cumplimiento por parte de
	las empresas reguladas de transmisión y distribución con
	leyes, regulaciones y criterios operativos establecidos,
	incluidos estándares ambientales y de calidad del servicio
	y lineamientos contra comportamientos monopólicos en
	el mercado. El ENRE también dirime conflictos entre los
	distintos participantes del sector y protege los intereses de
	los consumidores. Una parte de los requisitos
	presupuestarios del ENRE se financia con tarifas de
	empresas del sector y su personal profesional se elige
	mediante concursos públicos.
Factor de Disponibilidad..................	La fracción de un período operativo determinado en la
	cual una unidad de generación se encuentra disponible sin
	interrupciones. El factor de disponibilidad se calcula
	como las horas disponibles por horas de un período (es
	decir, el porcentaje de horas en las que una planta
	generadora se encuentra disponible para la generación de
	electricidad en el período relevante, ya sea que la unidad
	sea despachada o utilizada para la generación de energía
	o no).
Fueloil............................................	El fueloil o petróleo pesado es un producto de petróleo
	líquido o licuable utilizado para generar calor o energía.
	El fueloil se divide en seis clases distintas, según el punto
	de ebullición, la longitud de la cadena carbonada del
	combustible y la viscosidad. Las referencias a Fueloil en

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el presente Prospecto aluden al Fueloil de grado 6 (de conformidad con la gradación realizada por American Society of Testing and Materials), también conocido como Fueloil #6 o Fueloil residual.

Gasoil .............................................

Un destilado de petróleo que se usa como combustible para motores a diésel. Los combustibles diésel se dividen en tres clases diferentes: 1D (#1), 2D (#2) y 4D (#4). La diferencia entre estas clases depende de la viscosidad (la propiedad de un líquido que genera resistencia a su flujo) y el punto de fluidez (la temperatura a la cual un líquido fluye). Las referencias al gasoil en el presente Prospecto son al Gasoil #2.

Mil millones de vatios.


Gigavatio (GW)..............................	Mil millones de vatios.
Gigavatio hora (GWh)......................	Un gigavatio de energía suministrada o demandada por	una
	hora, o mil millones de vatios hora.
Kilocaloría (kcal)............................	Una unidad de energía de 1.000 calorías (equivalente a
	una caloría grande).
Kilovatio (kW)................................	Mil vatios.
Kilovatio hora (kWh).......................	Un kilovatio de energía suministrada o demandada	por
	una hora, o mil vatios hora.
Kilovoltio (kV)................................	Mil voltios.
Ley de Mercado de Capitales............	Ley N° 26.831 de Mercado de Capitales de Argentina y	sus
	modificaciones.
Ley de Obligaciones Negociables......	Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables de Argentina
	y sus modificaciones.
MAT (Mercado a Término)...............	Mercado a Término se refiere a un mercado a término
	donde las cantidades, precios y condiciones contractuales
	se estipulan directamente entre el vendedor y	el
	comprador (luego del dictado de la Resolución	SE
	95/2013, el MAT se limita a Energía Plus).
MEM..............................................	Mercado Energético Mayorista administrado	por
	CAMMESA.
MELI……………………………………..	Mercado Libre de Cambio, creado en virtud del
	Decreto Nº 27/2018.
MMm3/día…………………………......	Millones de metros cúbicos por día.
MULC.............................................	El Mercado Único y Libre de Cambio, creado en virtud
	del Decreto Nº 260/2002, actualmente reemplazado por el
	MELI.
MW................................................	Megavatio - Un millón de vatios.

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MWh ............................................... NIIF ................................................ Precio monómico ............................. Programa de Energía Distribuida .....

PW Power ....................................... Resolución SEE 21/2016 ...................

Resolución SEE 22/2016

Resolución SEE 420/2016

Resolución SEE 19/2017

Resolución SEE 287/2017 .................

Megavatio hora - Un megavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o un millón de vatios hora.

Normas Internacionales de Información Financiera

El precio que incluye tanto la capacidad de generación como la electricidad suministrada al MEM.

Un programa iniciado por el Gobierno Argentino en 2008 para desplegar instalaciones energéticas a pequeña escala interconectadas con la red de bajo voltaje.

PW Power Systems Inc.

Resolución SEE 21/2016 de la SEE que llamaba a licitación pública para la instalación de capacidad de generación adicional. Ver “Información de las CoEmisoras— Nuestros clientes” y “Información de las CoEmisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Resolución SEE 22/2016 de la SEE con sus modificaciones, implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos. Ver “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Resolución SEE 420/2017 de la SEE que realiza un llamamiento a los interesados en el desarrollo de proyectos de infraestructura eléctrica. Ver “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Resolución SEE 19/2017 de la SEE, conforme fuera modificado por la Resolución SEE 31/2020 y 440/2021, que implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos. Ver “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación”.

Resolución SEE 287/2017 de la SEE que llamaba a licitación pública para la instalación de capacidad de generación adicional. Ver “Información de las CoEmisoras— Nuestros clientes” y “Información de las CoEmisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

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Resolución SE 220/2007 ...................

Resolución SE 220/07 de la Secretaría de Energía, con sus modificaciones y adiciones que autorizó a CAMMESA a celebrar CCEE con los generadores. Ver “Información de las Co-Emisoras— Nuestros clientes” y “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Resolución SE 95/2013 de la Secretaría de Energía con sus modificaciones y adiciones que creó y definió el marco regulatorio para la Energía Base. Ver “Información de las Co-Emisoras— Nuestros clientes” y “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Resolución SE 95/2013 .....................

Rafael G. Albanesi S.A.

RGA ………………………………………. SADI ............................................... .. Secretaría de Energía Eléctrica (SEE)…. Secretaría de Energía (SE) ............... ..

Sistema Argentino de Interconexión, la principal red de energía eléctrica interconectada de Argentina que cubre la mayor parte del país y está gestionada por el MEM.

La antigua Secretaría de Energía Eléctrica del Gobierno Argentino, la cual fue sustituida por la Secretaría de Energía entre 2015 y 2019.

La Secretaría de Energía se encuentra dentro de la órbita del Ministerio de Economía y es, desde la disolución del Ministerio de Energía y Minería en 2018, la principal autoridad regulatoria en materia de energía en la Argentina.

En contraste con el Sistema Radial, esta configuración de red comprende varios proveedores a través de distintas conexiones eléctricas. Este sistema tiene la principal ventaja de permitir que la red, en caso de fallas en cualquier conexión, establezca una configuración distinta para garantizar el suministro de electricidad a todos los usuarios.

Sistema Periférico ............................ En contraste con el Sistema Radial, esta configuración de red comprende varios proveedores a través de distintas conexiones eléctricas. Este sistema tiene la principal ventaja de permitir que la red, en caso de fallas en cualquier conexión, establezca una configuración distinta para garantizar el suministro de electricidad a todos los usuarios. Sistema Radial ................................. El sistema radial es un tipo de configuración de red eléctrica que se caracteriza por tener solamente una fuente principal de suministro de donde proviene toda la energía. Antes de 2012, Argentina solía tener un suministro eléctrico radial. Transmisión ..................................... El transporte y transformación de voltaje de electricidad a largas distancias a alto y mediano voltaje. Turbina de gas ................................. Una turbina de gas es un tipo de motor de combustión

Una turbina de gas es un tipo de motor de combustión interna a gas. Para generar electricidad, la turbina de gas calienta una mezcla de aire y combustible a temperaturas muy altas, lo que causa que las hélices de la turbina giren. La turbina, al girar, hace funcionar un generador que convierte la energía en electricidad.

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Turbina de vapor.............................	Una unidad de generación que usa vapor para generar
	electricidad. La turbina funciona con la presión del vapor
	descargada a alta velocidad contra sus aspas.
Unipar Indupa.................................	Es Unipar Indupa S.A.I.C. (ex Solvay Indupa S.A.I.C.)
Vatio...............................................	La unidad básica de energía eléctrica, equivalente a un joule
	de energía por segundo.
Voltio..............................................	La unidad básica de fuerza eléctrica, equivalente a un joule
	de energía por coulomb de carga.

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DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

El presente Prospecto contiene declaraciones que constituyen estimaciones sobre hechos futuros. Los términos “cree”, “considera”, “podría”, “podría haber”, “estima”, “intenta”, “continúa”, “anticipa”, “prevé”, “busca”, “debería”, “planea”, “espera”, “predice”, “potencial” y vocablos o frases similares, o las versiones en negativo de tales vocablos o frases u otras expresiones similares, tienen como fin identificar estimaciones sobre hechos futuros. Algunas de estas declaraciones incluyen intenciones, creencias, expectativas, estimaciones y proyecciones de las Co-Emisoras sobre hechos futuros y tendencias financieras que pueden afectar las actividades e industrias de las Co-Emisoras. Si bien las Co-Emisoras consideran que estas expectativas y presunciones son razonables, las declaraciones sobre hechos futuros están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres, la mayoría de los cuales son difíciles de predecir y muchos de los cuales son ajenos al control de la Co-Emisoras. 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 las Co-Emisoras se basan en expectativas e hipótesis actuales sobre sucesos a futuro. Si bien consideran 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 al control de las Co-Emisoras. Los riesgos e incertidumbres que podrían afectar las declaraciones sobre hechos futuros incluyen los siguientes, a título meramente enunciativo:

condiciones macroeconómicas, políticas y sociales de Argentina;
cambios en políticas gubernamentales como resultado del actual gobierno argentino y su efecto en la economía en general y en el sector energético en particular;
los efectos de la pandemia del coronavirus COVID-19 (“COVID-19”) y las medidas gubernamentales para contener la propagación del virus, o desarrollos futuros similares, tanto en Argentina como a nivel mundial, y su impacto en las perspectivas de crecimiento económico, así como en nuestras operaciones;
políticas y regulaciones gubernamentales que afecten la industria de la energía eléctrica en Argentina, incluyendo cambios en los marcos regulatorios y reducciones en los subsidios del gobierno a los consumidores;
fluctuaciones en el tipo de cambio, incluida una depreciación significativa del peso argentino;
la alta inflación;
controles cambiarios, restricciones a la transferencia de divisas al extranjero y restricciones a la entrada y salida de capitales en la Argentina;
nuestra capacidad de concluir nuestros proyectos de construcción y expansión en los plazos programados y de conformidad con lo presupuestado, y de resultar adjudicatarios de nuevos proyectos de generación en el futuro;
nuestros requerimientos de bienes de capital y la disponibilidad de financiación bajo términos razonables, por ejemplo, como resultado de las condiciones del mercado global;
la capacidad financiera y voluntad de CAMMESA y otros clientes de cumplir con sus obligaciones de pago bajo los CCEE y otras obligaciones de pago, y nuestra capacidad de percibir puntualmente las sumas a cobrar de CAMMESA y otros clientes;
competencia en el sector eléctrico, incluso como resultado de la construcción de capacidad de generación adicional;

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nuestra capacidad de renovar o suscribir contratos de compraventa de energía eléctrica para la venta de capacidad de generación y energía eléctrica y la duración y las condiciones de dichos contratos;
riesgos operacionales relacionados con la generación, además de la transmisión y distribución de energía eléctrica;
reglamentaciones ambientales y riesgos ambientales relacionados con nuestro negocio;
precios y disponibilidad de gas natural necesario para cumplir con nuestras obligaciones de generación;
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 actitudes hacia Argentina o empresas argentinas o valores negociables emitidos por empresas argentinas;
el resultado de reclamos y juicios que enfrentan las Co-Emisoras o que podrían enfrentar en el futuro tanto en instancias judiciales como administrativas;
otros factores o tendencias que afecten la situación patrimonial o los resultados de nuestras operaciones, incluidas aquellas cuestiones identificadas en la sección “Factores de Riesgo” .

Las declaraciones sobre hechos futuros se refieren únicamente a la fecha del presente Prospecto, y las Co-Emisoras no asumen obligación alguna de actualizar o modificar estimaciones o declaraciones sobre hechos futuros sobre la base de información nueva, acontecimientos futuros, etc. Otros factores o eventos adicionales que afecten nuestro negocio podrían surgir de vez en cuando y no podemos predecir todos estos factores o eventos, ni podemos evaluar su impacto en nuestro negocio. Los inversores no deben interpretar las declaraciones sobre tendencias o actividades pasadas como garantías de que esas tendencias o actividades continuarán en el futuro. Todas las declaraciones prospectivas escritas, orales y electrónicas atribuibles a nosotros o a las personas que actúan en nuestro nombre están expresamente calificadas en su totalidad por esta advertencia.

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RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie de las Obligaciones Negociables en particular constarán en el Suplemento correspondiente, en el cual se podrán completar o ampliar, en beneficio de los inversores, respecto de dicha clase y/o serie en particular, los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se incluyen en el siguiente texto y que se aplicarán a cada clase y/o serie de las Obligaciones Negociables. El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se describen en “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” de este Prospecto, y está condicionado en su totalidad por la información más detallada contenida en dicha sección de este Prospecto.

Co-Emisoras Generación Mediterránea S.A. y Central Térmica Roca S.A. Garante Albanesi S.A. garantizará las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo este Programa, salvo que se determine lo contrario en los respectivos Suplementos. Se informa que, en virtud de la Fusión 2021, Albanesi se encuentra en proceso de ser fusionada con GEMSA, siendo GEMSA la entidad sobreviniente. Para más información sobre la fusión, véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ”. Descripción Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante, y con o sin garantía de terceros. Las Co-Emisoras serán solidariamente responsables por todas las obligaciones que surjan de las Obligaciones Negociables. Monto Máximo El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder de U$S700.000.000 o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor. Monedas Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en Pesos o en cualquier otra moneda, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Asimismo, podrán estar denominadas en unidades de medida o valor, tales como unidades monetarias ajustables por índices y/o fórmulas, incluyendo pero no limitándose a Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 (UVI) o en Unidades de Valor Adquisitivo, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia, en virtud de la Ley N° 25.827 y de conformidad con lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional (UVA) y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV. Adicionalmente, podrán emitirse Obligaciones Negociables con su capital, intereses y/u otros montos adeudados bajo las mismas, pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por las normas aplicables. Precio de Emisión Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a su valor nominal, o con descuento o con prima sobre su valor nominal, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Clases y series Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases con términos y condiciones específicos diferentes entre las Obligaciones Negociables de las distintas clases, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones específicos que las demás

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Obligaciones Negociables de la misma clase, y aunque las Obligaciones Negociables de las distintas series podrán tener diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las Obligaciones Negociables de una misma serie siempre tendrán las mismas fechas de emisión y precios de emisión. Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Plazos y Formas de Amortización

Intereses

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. Los plazos siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos que permitan las normas vigentes.

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo a cualquier otro mecanismo para la fijación de intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes. También podrán emitirse Obligaciones Negociables vinculadas a un índice y/o una fórmula (como ser el caso de Obligaciones Negociables denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV), devengando intereses a una tasa fija o variable o sujetos a la evolución de un activo financiero o sin devengar intereses o una combinación de tales condiciones, según se especifique en los Suplementos correspondientes. En caso de devengar intereses, éstos serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Garantías Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas con garantía común, especial y/o flotante, y con o sin garantía de terceros, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

Montos adicionales A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Co-Emisoras realizarán los pagos respecto de Obligaciones Negociables sin retención o deducción de impuestos, tasas, contribuciones y/u otras cargas gubernamentales presentes o futuras de cualquier naturaleza fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales. En caso que las normas vigentes exijan practicar tales retenciones o deducciones, las Co-Emisoras, sujeto a ciertas excepciones, en el mismo momento en que efectúen la retención y/o deducción en cuestión, pagarán los montos adicionales necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido respecto de pagos bajo las Obligaciones Negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones. Para más información ver “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Montos adicionales” del presente.

Destino de los fondos En los Suplementos correspondientes se especificará el destino que las Sociedades darán a los fondos netos que reciban en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables, el cual será uno o más de los siguientes destinos previstos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables: (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en Argentina, (ii) integración de capital de trabajo en Argentina, (iii) refinanciación de pasivos, (iv) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a las Sociedades, (v) a la adquisición de participaciones sociales y/o (vi) financiamiento del giro comercial de su negocio, cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados. Cada una de las Co-Emisoras recibirá solamente parte de los fondos obtenidos de la colocación de las obligaciones negociables, sin perjuicio de lo cual será responsable solidariamente con la otra Co-Emisora por el monto total efectivamente colocado.

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Forma Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo a lo establecido por la Ley N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados o de cualquier otra forma que sea permitida conforme las normas vigentes y según lo que se determine en los Suplementos correspondientes. Denominaciones Las Obligaciones Negociables tendrán la denominación que se especifique en los Suplementos correspondientes. Compromisos A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Co-Emisoras se obligan a cumplir los compromisos que se detallan en “ De la oferta y la negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Compromisos de Hacer ” del presente en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación. Rescate a opción de En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, las las Sociedades y/o de Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas total o parcialmente a opción de los tenedores las Sociedades y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas, respetando siempre el trato igualitario de los inversores, de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. Rescate por razones A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las impositivas Sociedades podrán rescatar cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables en su totalidad, pero no parcialmente, respetando siempre el trato igualitario de los inversores, en caso que las Sociedades se encuentren, o vayan a encontrarse, obligadas a abonar cualquier monto adicional bajo “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Montos Adicionales” del presente. Ver “ De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Rescate por Razones Impositivas ” del presente Prospecto. Eventos de A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, en incumplimiento caso de ocurrir y mantenerse vigente uno o varios de los eventos detallados en “De la Oferta y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Eventos de Incumplimiento” del presente, los tenedores de Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación que representen como mínimo el 25% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación podrán declarar la caducidad de los plazos para los pagos bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión. Rango A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables serán obligaciones directas e incondicionales de las CoEmisoras, con garantía común sobre su patrimonio y gozarán del mismo grado de privilegio sin ninguna preferencia entre sí. Salvo que las Obligaciones Negociables fueran subordinadas, las obligaciones de pago de las Co-Emisoras respecto de las Obligaciones Negociables, salvo lo dispuesto o lo que pudiera ser contemplado por la ley argentina, tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con garantía común y no subordinadas, presentes y futuras, de las Co-Emisoras oportunamente vigentes.

Agentes colocadores Los agentes colocadores (y agentes co-colocadores, en su caso) de las Obligaciones Negociables de cada clase y/o serie serán aquellos que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

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Organizadores	Organizadores	Los organizadores de las Obligaciones Negociables de cada clase y/o serie serán
		aquellos que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.
Otras Emisiones de		Las Co-Emisoras, sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones
las	Obligaciones	Negociables de cualquier clase y/o serie en circulación, podrán en cualquier
Negociables		momento emitir nuevas Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos
		y condiciones que las Obligaciones Negociables de cualquier clase en circulación
		y que sean iguales en todo sentido, excepto por sus fechas de emisión y/o precios
		de emisión, de manera que tales nuevas Obligaciones Negociables sean
		consideradas Obligaciones Negociables de la misma clase que dichas Obligaciones
		Negociables en circulación y sean fungibles con las mismas. Tales nuevas
		Obligaciones Negociables serán de una serie distinta dentro de la clase en cuestión.
		El Suplemento respectivo podrá establecer para una determinada clase de
		Obligaciones Negociables, que las Co-Emisoras no podrán emitir nuevas
		Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que
		dichas Obligaciones Negociables.
Ley aplicable		Las Obligaciones Negociables se regirán por, y serán interpretadas de conformidad
		con, las leyes de Argentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en
		los Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estado
		de Nueva York, Estados Unidos); estableciéndose, sin embargo, que todas las
		cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las
		Obligaciones Negociables por las Sociedades, así como todas las cuestiones
		relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables
		sean “obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley
		de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades y todas las demás
		normas vigentes argentinas.
Jurisdicción		A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, toda
		controversia que se suscite entre las Co-Emisoras y los tenedores de Obligaciones
		Negociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverá
		definitivamente por el Tribunal de Arbitraje General de la BCBA, o el que se cree
		en el futuro en la BCBA, en virtud de la delegación de facultades otorgadas por el
		BYMA a la BCBA en materia de constitución de tribunales arbitrales, de
		conformidad con lo dispuesto en la Resolución Nº 18.629 de la CNV. No obstante,
		lo anterior, de conformidad con el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales,
		los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales
		competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la
		acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la
		acumulación se efectuará ante el tribunal judicial competente.

Duración del El plazo de duración del Programa, dentro del cual podrán emitirse las Obligaciones Programa Negociables, será de cinco (5) años contados a partir de la fecha de aprobación del Programa por parte de la CNV. Mercados Se podrá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa en el BYMA y/o su negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. o en cualquier otro mercado autorizado de la Argentina y/o del exterior, incluyendo, sin limitación, la Bolsa de Valores de Luxemburgo y el Mercado Euro MTF, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Asimismo, se podrá solicitar que sean elegibles para su transferencia a través de Euroclear y/o Clearstream, en los términos de (a) la Ley Nº 26.831, y sus modificatorias y reglamentarias, y demás normas vigentes, y (b) el Capítulo IV, Título VI de las normas de la CNV. Calificación El Programa no cuenta con calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, las CoEmisoras podrán optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones

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Negociables que se emitan bajo el Programa y, en su caso, informará la calificación otorgada en los Suplementos correspondientes. En caso que las Co-Emisoras opten por calificar una o más clases y/o series de Obligaciones Negociables, las mismas contarán solamente con una calificación de riesgo a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes.

Colocación

Acción Ejecutiva:

Las Obligaciones Negociables serán colocadas por oferta pública de conformidad con las Normas de la CNV y el mecanismo que prevea el Suplemento respectivo.

Las Obligaciones Negociables serán emitidas conforme con la Ley de Obligaciones Negociables y constituirán “Obligaciones Negociables” conforme con las disposiciones de la misma y gozarán de los derechos allí establecidos. En particular, conforme con el artículo 29 de dicha ley, en el supuesto de incumplimiento por parte de las Co-Emisoras en el pago de cualquier monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables, los tenedores de las mismas podrán iniciar acciones ejecutivas ante tribunales competentes de la Argentina para reclamar el pago de los montos adeudados por las Co-Emisoras.

En caso que las Obligaciones Negociables fueran nominativas no endosables representadas por títulos globales, y los beneficiarios tengan participaciones en los mismos pero no sean los titulares registrales de las mismas, el correspondiente depositario podrá expedir certificados de tenencia a favor de tales beneficiarios a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. Asimismo, en caso que las Obligaciones Negociables fueran escriturales, las Co-Emisoras o el correspondiente agente de registro podrán expedir certificados de tenencia a favor de los titulares registrales en cuestión a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas.

Aprobaciones societarias:

La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de las Co-Emisoras, ambas de fecha 8 de agosto de 2017 y mediante reunión de los Directorios de las Co-Emisoras de fecha 10 de agosto de 2017. El aumento del monto del Programa de U$S100.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) fue aprobado por las Asambleas Extraordinarias de Accionistas y reunión de Directorio de las CoEmisoras, todas ellas de fecha 4 de febrero de 2019. El aumento del monto del Programa de U$S300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas) fue aprobado por las Asambleas Extraordinarias de Accionistas y reunión de Directorio de las CoEmisoras, todas ellas de fecha 5 de agosto de 2020. La actuación de Albanesi como garante bajo el Programa fue aprobada por reunión de Directorio de Albanesi de fecha 12 de agosto de 2020. La enmienda al Prospecto de Programa de fecha 23 de febrero de 2021 fue aprobada mediante reuniones de Directorio de las Co-Emisoras de fecha 19 de febrero de 2021 a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables denominadas en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 o en Unidades de Valor Adquisitivo u otras que las reemplacen o se dicten en el futuro, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o cualquier otro índice permitido en el futuro, en virtud de lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional, y de conformidad con el Artículo 40 bis, Sección V, Capítulo V, Título II, de las Normas de la CNV. La última actualización del Prospecto fue aprobada por los directorios de cada Co-Emisora en sus reuniones de fecha 9 de septiembre de 2021, y por el directorio de GEMSA en representación del Garante en su reunión de fecha 10 de

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septiembre de 2021, y por la Gerencia de Emisoras de la CNV en fecha 7 de octubre de 2021.

Autorización:

Gastos de Emisión

El Programa fue aprobado por la CNV mediante Resolución de los Directorios de la CNV N° RESFC-2017-18947-APN-DIR#CNV de fecha 26 de septiembre de 2017. El aumento del monto del Programa de U$S100.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) fue aprobado por la CNV mediante Resolución Nº RESFC-2019-20111-APNDIR#CNV de la CNV de fecha 8 de marzo de 2019. El aumento del monto del Programa de U$S300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas) y la modificación de sus términos y condiciones fueron aprobados por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición Nº DI-2020-43-APN-GE#CNV de fecha 10 de septiembre de 2020. La modificación de los términos del prospecto de Programa a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables denominadas en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 o en Unidades de Valor Adquisitivo u otras que las reemplacen o se dicten en el futuro, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o cualquier otro índice permitido en el futuro, en virtud de lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional, y de conformidad con el Artículo 40 bis, Sección V, Capítulo V, Título II, de las Normas de la CNV, ha sido autorizada por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV DI-2021-3-APN-GE#CNV de fecha 23 de febrero de 2021.

Los gastos de emisión para cada clase de Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el presente Programa, serán aquellos detallados en los Suplementos correspondientes.

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INFORMACIÓN DE LAS CO-EMISORAS

Descripción de las actividades y negocios

Somos uno de los grupos líderes de generación de energía eléctrica en Argentina en base al volumen de MW de capacidad instalada de generación de energía a la fecha del presente Prospecto. Operamos nueve centrales termoeléctricas ubicadas en diversas provincias de Argentina, ocho de las cuales son propias (incluyendo la planta generadora de Solalban Energía S.A. (“Solalban”), de la cual somos propietarios de un 42%). Actualmente, estas centrales generadoras poseen una capacidad de generación instalada total de 1.350 MW. Todas las centrales generadoras que operamos son plantas de combustible dual (usan tanto gas natural como gasoil o, en el caso de nuestra subsidiaria Generación Rosario S.A. (“GROSA”), la planta que operamos pero que no es de nuestra propiedad, gas natural o fueloil) y están en pleno funcionamiento.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, nuestro resultado operativo consolidado y el EBITDA Ajustado ascendió a Pesos 9.964,4 millones (USD 121,0 millones) y Pesos 12.892,8 millones (USD 156,5 millones), respectivamente. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, nuestro resultado operativo consolidado y el EBITDA Ajustado ascendió a Pesos 4.857,8 millones (USD 52,5 millones) y Pesos 6.468,4 millones, (USD 70,2 millones), respectivamente.

Generamos nuestro EBITDA Ajustado principalmente a partir de:

(i) la venta de capacidad de generación y de energía eléctrica a CAMMESA en virtud del marco de la Resolución SE 220/2007, de conformidad con CCEE de largo plazo denominados en Dólares Estadounidenses y pagaderos en Pesos al tipo de cambio oficial, bajo el esquema “ take or pay ”;
(ii) la venta de capacidad de generación y de energía eléctrica a CAMMESA en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, de conformidad con CCEE de largo plazo denominados en Dólares Estadounidenses y pagaderos en Pesos al tipo de cambio oficial, bajo el esquema “ take or pay ”; y
(iii) la venta de electricidad (en lugar de la generación de capacidad) a grandes tomadores privados de conformidad con CCEE con plazos de uno o dos años denominados en Dólares Estadounidenses y pagaderos en Pesos al tipo de cambio oficial en virtud del marco regulatorio de Energía Plus; y
(iv) la venta de capacidad de generación y de energía eléctrica a CAMMESA en virtud del marco regulatorio de Energía Base, principalmente, para capacidad instalada con anterioridad al 17 de marzo de 2006, de conformidad con convenios en virtud la Resolución SEE 31/2020, según fuera modificada por la Resolución SE Nº 31/3030 y 440/2021 (sin celebrar CCEE) a las tarifas denominadas en Pesos establecidas por la Secretaría de Energía.

Nuestros CCEE son pagaderos en pesos al tipo de cambio oficial establecido por el BCRA. Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera - Fluctuaciones del tipo de cambio". En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, generamos 59%, 35%, 4% y 2% de nuestro EBITDA Ajustado en virtud de los marcos regulatorios de la Resolución SE 220/2007, Resolución SEE 21/2016, Energía Plus y Energía Base, respectivamente. En el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, generamos el 57%, 38%, 4% y 1% de nuestro EBITDA Ajustado en virtud de los marcos regulatorios de la Resolución SE 220/2007, Resolución SEE 21/2016, Energía Plus y Energía Base, respectivamente.

Los marcos regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016, SEE 287/2017 (conforme se describe debajo) y Energía Plus corresponden a la capacidad de generación instalada a partir de septiembre de 2006 y generan retornos más altos en comparación con el marco regulatorio de Energía Base, en virtud del cual fuimos remunerados por capacidad de generación antigua y capacidad que ya no se encuentra comprometida bajo un CCEE una vez que éste venza. Para obtener una descripción de los marcos regulatorios y de nuestros

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CCEE, ver “Información de las Co-Emisoras - Nuestros clientes ” y “ Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - La industria eléctrica en Argentina y su regulación - Generadores ”. Estos marcos regulatorios pueden sufrir cambios en el futuro. Ver la sección “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con el sector energético argentino— Los cambios en los marcos regulatorios que regulan la venta de la electricidad puede afectar la situación patrimonial y el resultado de operaciones de las Compañías .”

Durante el año 2017, fuimos adjudicados con nuevos CCEE con CAMMESA para la instalación de capacidad de generación adicional en el marco de la Resolución SEE 287/2017, los cuales tienen similares características a los correspondientes bajo las resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016. En virtud de estos CCEE, fuimos adjudicados con hasta 138 MW de capacidad adicional en Central Térmica Ezeiza y hasta 113 MW de capacidad adicional en Central Térmica Modesto Maranzana. Actualmente estamos ampliando la capacidad en nuestra Central Térmica Ezeiza y esperamos que el incremento de la capacidad se torne operativo durante el cuarto trimestre de 2023. Asimismo, como resultado de la fusión de Albanesi y su subsidiaria GECE, que fueron absorbidas por GEMSA (Ver “Información de las Co-Emisoras— Reseña Histórica” ), se transfirió a GEMSA un CCEE adicional por una capacidad de 100 MW adjudicado a GECE en 2017 en virtud de la Resolución SEE 287/2017, en virtud del cual tenemos la intención de construir una nueva central de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe.

Desde el 2016 hasta el 2018, ampliamos la capacidad de cinco de nuestras centrales sumando un total de 460 MW de la siguiente manera: (i) 100 MW Central Térmica Modesto Maranzana, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, (ii) 50 MW Central Térmica Riojana, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, (iii) 100 MW Central Térmica Independencia, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, (iv) 150 MW Central Térmica Ezeiza, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, y (v) 60 MW y conversión Central Térmica Roca en un ciclo combinado, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007. Tenemos la intención de sumar hasta 351 MW de capacidad adicional en los tres años siguientes a través de la ampliación de la capacidad instalada en Central Térmica Ezeiza y Central Térmica Modesto Maranzana y la construcción de una nueva planta de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia Santa Fe.

Al 30 de junio de 2021, nuestros CCEE con CAMMESA en virtud de las resoluciones de SE 220/2007 y SEE 21/2016 para nuestras plantas generadoras en funcionamiento, tenían en promedio un plazo de aproximadamente 4,4 años (o 4 años y 5 meses), medidos según el promedio ponderado de la disponibilidad de MW comprometida en virtud de cada contrato. Este plazo medio restante no incluye los CCEE adjudicados en el marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017 para las ampliaciones por cierre de ciclo en la Central Térmica Modesto Maranzana y en la Central Térmica Ezeiza y la construcción de una nueva central de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. Si tenemos en cuenta el CCEE adjudicado para 138 MW de capacidad adicional en Central Térmica Ezeiza, que se encuentra actualmente en fase de construcción y se espera que entre en funcionamiento durante el cuarto trimestre de 2023, el plazo medio ponderado restante de nuestros CCEE será de 5,7 años (o 5 años y 8 meses). Esto implica que el plazo promedio de nuestros CCEE en operación aumentará una vez que dicha capacidad de generación esté operativa.

El siguiente cuadro presenta una breve descripción de las plantas generadoras que operamos:

Propietario	Plantageneradora	Capacidad instalada (MW)	Factor de disponibilidad media para el año finalizado el 31 de diciembre 2020(3)	Factor de disponibilidad media para el período de 6 meses finalizado el 30 de junio de 2021(3)	Marco regulatorio relativo a la capacidad de generación
GEMSA	Central Térmica M. Maranzana	350	99%	99%	Resolución SE 220/2007 / Energía Plus / Energía Base

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Propietario	Plantageneradora	Capacidad instalada (MW)	Factor de disponibilidad media para el año finalizado el 31 de diciembre 2020(3)	Factor de disponibilidad media para el período de 6 meses finalizado el 30 de junio de 2021(3)	Marco regulatorio relativo a la capacidad de generación
GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA CTR GROSA(1) Solalban(2) Total	Central Térmica Independencia Central Térmica Ezeiza Central Térmica Riojana Central Térmica La Banda Central Térmica Frías Central Térmica Roca Central Térmica Generación Rosario Solalban Energía	220 150 90 30 60 190 140 120	100% 100% 100% 100% 86% 97% 100% 86%	99% 100% 100% 100% 99% 98% 98% 71 %	Resolución SE 220/2007 / Resolución SEE 21/2016 Resolución SEE 21/2016 Resolución SE 220/2007 / Energía Base Energía Base Resolución SE 220/2007 Resolución SE 220/2007 Energía Base Energía Plus / Autoconsumo(4)
		1.350 MW

(1) GROSA opera esta planta generadora en virtud de un contrato de locación de diez años de plazo (renovable por un plazo adicional de siete años) que GROSA celebró en abril de 2011 con Central Térmica Sorrento S.A., Central Térmica Sorrento S.A inició judicialmente su concurso preventivo en diciembre de 2015. Para conocer mayor información sobre este contrato de locación, ver la sección “ Información de las Co-Emisoras—Nuestras centrales eléctricas—Central Térmica Generación Rosario ”.

(2) Somos propietarios de un 42% de Solalban. El 58% restante es de propiedad de Unipar Indupa S.A.

(3) El factor de disponibilidad (primordialmente de relevancia a los fines de la venta de nuestra capacidad disponible en virtud de las resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016 y Energía Base) se calcula como las horas disponibles por horas de un período (es decir, el porcentaje de horas en las que una planta generadora se encuentra disponible para la generación de electricidad en el período relevante ya sea que la unidad sea despachada o utilizada para la generación de energía o no).

(4) Una parte de la electricidad generada por esta planta es vendida directamente a Unipar Indupa S.A.I.C., nuestra empresa asociada, fuera de cualquier marco regulatorio específico. Ver “Información de las Co-Emisoras–Nuestras centrales eléctricas–Solalban Energía” .

El siguiente mapa muestra la ubicación de las plantas generadoras en operación comercial:

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Expansión de capacidad

El Grupo Albanesi busca constantemente desarrollar nuevos proyectos con el objeto de satisfacer las necesidades del sistema y generar nuevas oportunidades de negocios con un equipo con experiencia en el análisis, desarrollo, ejecución, operación y mantenimiento de los proyectos termoeléctricos.

Desde 2016 a 2018, las emisoras han finalizado las ampliaciones adjudicadas en función de los CCEE por un total de 460 MW. Asimismo, en el marco de la licitación pública bajo la Resolución SEE 287/2017, GEMSA fue adjudicada con nuevos CCEE con CAMMESA por un total de 351 MW que implicarán la instalación de 283 MW de nueva capacidad nominal en Central Térmica M. Maranzana (129 MW) y Central Térmica Ezeiza (154 MW) y la construcción de una nueva planta de cogeneración de energía en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. Dicha licitación pública tiene como objetivo la mejora en la eficiencia del sistema de generación eléctrica, por lo que se focalizó en cierres de ciclos existentes y proyectos de cogeneración. En el caso de las expansiones del Grupo, en ambos casos involucra cerrar el ciclo de turbinas que operan actualmente a ciclo abierto.

Ampliación de Central Térmica Ezeiza

En octubre de 2017, se nos adjudicó un CCEE con CAMMESA por hasta 138 MW de capacidad adicional en nuestra Central Térmica Ezeiza en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, que se suscribió en diciembre de 2017 y se modificó en mayo de 2021 para el establecimiento de una nueva fecha de habilitación comercial. Central Térmica Ezeiza involucró la compra de un predio de ocho hectáreas en Ezeiza, Provincia de Buenos Aires, y la construcción de una central termoeléctrica de combustible dual, que fue finalizada en 2017, con una capacidad instalada de 150 MW. Para más información, ver a continuación “Información de las Co-Emisoras—Nuestras centrales eléctricas—Central Térmica Ezeiza” .

Actualmente estamos ampliando la capacidad de generación de la central en 154 MW adicionales mediante la instalación de una turbina adicional Siemens SGT-800 de combustible dual de 54 MW, cuatro calderas de recuperación VOGT Power International, dos turbinas de vapor de 50 MW Siemens SST-600, tres transformadores de potencia de 75MVA 11kV-132kV TTE, una torre de refrigeración híbrida de 9 módulos ESINDUS y equipos accesorios, y mediante la transformación de la central en una unidad de ciclo combinado.

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Al 30 de junio de 2021, ya habíamos invertido aproximadamente USD63 millones en la adquisición de ciertos equipos y la finalización de ciertas obras de ingeniería. Estos gastos fueron financiados con deuda comercial y financiera y flujo de efectivo operativo.

El comienzo de las operaciones comerciales estaba previsto inicialmente para junio de 2020. A causa de las condiciones macroeconómicas adversas en Argentina durante 2019, tuvimos dificultad para obtener financiamiento para completar la construcción y en agosto de 2019 obtuvimos la autorización para retrasar la fecha de habilitación comercial hasta diciembre de 2022. Dado que las condiciones macroeconómicas en Argentina empeoraron como resultado de la pandemia por COVID-19, el gobierno argentino prorrogó nuevamente la fecha de habilitación comercial de obras de construcción comprometidas en virtud de los CCEE con CAMMESA. El 7 de mayo de 2021, se modificó el CCEE para establecer una nueva fecha de habilitación comercial para el 26 de septiembre de 2023. El CCEE permanece vigente sin perjuicio de la fecha de comienzo efectivo de las operaciones comerciales. En julio de 2021, obtuvimos la financiación para la construcción de la obra mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un valor total de USD130 millones, con recurso limitado a un paquete de garantía. Se prevé que estas obligaciones negociables serán canceladas con flujos de efectivo generados por los CCEE por la capacidad instalada adicional, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017. Asimismo, los pagos de intereses serán capitalizados hasta el inicio de las operaciones comerciales. Las obligaciones negociables tienen una vigencia promedio ponderado hasta el vencimiento de 5,6 años.

A la fecha de este Prospecto, se reanudó la construcción y esperamos que el inicio de la operación comercial de la capacidad adicional tenga lugar durante el cuarto trimestre de 2023. Si bien tenemos una trayectoria comprobada en la administración de obras de centrales eléctricas, con el objeto de mitigar riesgos relacionados con la construcción, celebramos un contrato de obra con SACDE, un desarrollador líder en Argentina de obras de infraestructura pública y privada, con experiencia en ingeniería, construcción y servicios, y en la industria energética, petróleo y gas, agua y saneamiento, transporte y otros sectores.

Ya hemos recibido todas las calderas de recuperación y los generadores para las turbinas de vapor Siemens SST-600. Asimismo, se ha completado la fabricación de la turbina Siemens SGT-800 de combustible dual y las turbinas de vapor Siemens SST-600, y se espera su entrega para el segundo trimestre de 2022. Esperamos que la obra aporte beneficios al sistema argentino de generación de energía eléctrica, mediante la reducción del consumo de gas, la reducción de los costos promedio de generación por MW despachados y la mejora de la eficiencia y la vida promedio de los activos de generación.

A causa del retraso de las fechas de habilitación comercial previstas para la capacidad adicional, se han devengado penalidades por un monto total de USD20,3 millones (sujeto al límite establecido bajo el CCEE) pueden aplicarse en los términos del CCEE. De acuerdo con la Resolución 25/2019, estas penalidades deberían abonarse al inicio de las operaciones comerciales y serán pagaderas en doce cuotas mensuales iguales que serán deducidas de los pagos de CAMMESA o, a opción de GEMSA, en 48 cuotas mensuales iguales con una tasa de interés anual del 1,7% sobre los montos impagos.

Ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana

En octubre de 2017, se nos adjudicó un CCEE con CAMMESA por hasta 113 MW de capacidad adicional en nuestra Central Térmica Modesto Maranzana en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, que se suscribió el 14 de diciembre de 2017. Central Térmica Modesto Maranzana es una central termoeléctrica de combustible dual, ubicada en Río Cuarto, Provincia de Córdoba, con una capacidad instalada de 350 MW. Para más información, ver “Información de las Co-Emisoras—Nuestras centrales eléctricas— Central Térmica Modesto Maranzana” .

Tenemos planificado ampliar la capacidad instalada en 129 MW adicionales mediante la instalación de una turbina de gas Siemens SGT-800 de 54 MW de ciclo abierto (similar a las instaladas en 2017) y una turbina de vapor de 75 MW Siemens SST-600, transformando efectivamente las tres turbinas Siemens de la central en unidades de ciclo combinado.

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El comienzo de las operaciones comerciales estaba previsto inicialmente para junio de 2020. A causa de las condiciones macroeconómicas adversas en Argentina durante 2019, tuvimos dificultad para obtener financiamiento para completar la construcción y en agosto de 2019 obtuvimos la autorización para retrasar la fecha de habilitación comercial hasta diciembre de 2022. Dado que las condiciones macroeconómicas en Argentina empeoraron como resultado de la pandemia por COVID-19, el gobierno argentino prorrogó nuevamente la fecha de habilitación comercial de obras de construcción comprometidas en virtud de los CCEE con CAMMESA. El 7 de mayo de 2021, se modificó el CCEE para establecer una nueva fecha de habilitación comercial para el 26 de septiembre de 2023. El CCEE permanece vigente sin perjuicio de la fecha de comienzo efectivo de las operaciones comerciales. Tenemos la intención de obtener financiación adicional para reanudar la construcción, incluso mediante la emisión de obligaciones negociables en los mercados locales recurriendo a un paquete de garantías limitado.

A la fecha de este Prospecto, hemos celebrado acuerdos con Siemens Industrial Turbomachinery AB para la compra de una turbina SGT-800 de combustible dual de 54 MW, una turbina de vapor Siemens SST600 de 75 MW, y tres calderas VOGT Power International Inc. Ya hemos recibido las calderas. Asimismo, adquirimos dos transformadores de potencia fabricados por Tubos Trans Electric, una unidad de 75 MVA que ya ha sido entregada, y una de 85 MVA que se encuentra actualmente en construcción.

A causa del retraso de las fechas de habilitación comercial previstas para la capacidad adicional, se han devengado penalidades por un monto total de USD16,5 millones (sujeto al límite establecido bajo el CCEE) pueden aplicarse en los términos del CCEE. De acuerdo con la Resolución 25/2019, estas penalidades deberían abonarse al inicio de las operaciones comerciales y serán pagaderas en doce cuotas mensuales iguales que serán deducidas de los pagos de CAMMESA o, a opción de GEMSA, en 48 cuotas mensuales iguales con una tasa de interés anual del 1,7% sobre los montos impagos.

Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco

En octubre de 2017, se adjudicó a GECE un CCEE con CAMMESA por hasta 100 MW de capacidad adicional en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017 para la construcción de una central de cogeneración en nuestro Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe, que se suscribió el 28 de noviembre de 2017.

El ciclo de cogeneración incluye (i) el uso del gas originalmente consumido por el tomador de vapor para generar energía, y (ii) la producción de vapor como un subproducto a través de la inyección de los gases de escape a una caldera. El ciclo de cogeneración es la configuración termoeléctrica más eficiente, en términos de reducción de costos y emisiones de carbono.

Tenemos planificada la construcción de una nueva central de cogeneración de 133 MW mediante la instalación de dos Siemens SGT-800 de 54 MW, una turbina de vapor Siemens de 25 MW y dos calderas de 60 Tn/h VOGT. En 2018, celebramos un acuerdo con Louis Dreyfus Co. (“LDC”) para la compra de vapor por un plazo de 15 años desde la fecha de vigencia del contrato. La obra estará ubicada próxima al complejo industrial de LDC en un predio de propiedad de LDC. Esperamos iniciar las obras de construcción una vez que obtengamos todo el financiamiento necesario.

LDC es una compañía agrícola líder con más de 165 años de experiencia y presencia en más de 100 países. Desde 1897, LDC opera en Argentina y es el tercer exportador más grande del país. El complejo industrial en Arroyo Seco (donde se emplazará el proyecto) posee dos líneas de prensado de soja para la producción de aceite, con una capacidad de molienda anual de 3,5 millones de toneladas. Además, tiene dos líneas de producción para procesar aceite de soja para biodiésel con una capacidad de producción anual de 600.000 toneladas. Esto la convierte en la mayor planta de procesamiento de biodiésel a base de soja del mundo, y sitúa a LDC como principal productor y exportador nacional de biodiésel.

A causa del retraso de las fechas de habilitación comercial previstas para la capacidad adicional, se han devengado penalidades por un monto total de USD12,5 millones (sujeto al límite establecido bajo el CCEE) pueden aplicarse en los términos del CCEE. De acuerdo con la Resolución 25/2019, estas penalidades deberían abonarse al inicio de las operaciones comerciales y serán pagaderas en doce cuotas mensuales iguales que serán

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deducidas de los pagos de CAMMESA o, a opción de GEMSA, en 48 cuotas mensuales iguales con una tasa de interés anual del 1,7% sobre los montos impagos.

El mapa a continuación muestra la ubicación de las obras de ampliación mencionadas anteriormente:

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Sector eléctrico argentino

Desde la crisis económica argentina de 2001 y 2002, el sector eléctrico argentino se ha caracterizado por regulaciones y políticas de gobierno que han generado importantes disrupciones del mercado, en particular, con respecto a los precios y tarifas a lo largo de toda la cadena de valor del sector, incluyendo la generación, el transporte y la distribución. Estas disrupciones han generado una brecha significativa entre la oferta y la demanda de electricidad en Argentina, especialmente desde el 2012, que ha generado apagones voluntarios y forzados en tiempos de picos de consumo estacional.

La gestión anterior, en el poder entre diciembre de 2015 y diciembre de 2019, comenzó a implementar medidas destinadas a acortar la brecha entre la oferta y la demanda de electricidad, y entre su precio y los costos asociados. El gobierno apuntó a reformar el sistema tarifario y el marco regulatorio del sector eléctrico y declaró el estado de emergencia con respecto al sistema eléctrico nacional, con efectos hasta el 31 de diciembre de 2017, para permitir que el gobierno federal garantice el suministro de electricidad.

La gestión anterior incrementó sustancialmente las tarifas de electricidad y llamó a varias licitaciones públicas para la instalación de nueva capacidad de generación y otorgó incentivos mediante el ofrecimiento a los generadores de tarifas denominadas en Dólares Estadounidenses vinculadas a los costos de generación por la capacidad de generación nueva disponible para satisfacer la demanda de electricidad. Asimismo, la gestión anterior incentivó la generación de electricidad a partir de fuentes renovables. Como resultado de estas medidas, entre 2016 y 2019 se adjudicaron 3.138 MW en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, 1.810 MW en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017 y 4.446,5 MW en virtud de los programas de energía renovable RenovAr.

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Entre 2015 y 2019 se produjo una reducción significativa de los subsidios nacionales a la demanda de energía, disminuyendo la cobertura del costo por parte del gobierno de aproximadamente 85% en 2015 a aproximadamente 37% en 2019 como consecuencia de los incrementos de las tarifas de electricidad, una mejora en la eficiencia de generación, un aumento del volumen de gas natural disponible para el sector de generación de energía y una reducción significativa de los precios del gas natural producto de la mayor oferta. Los nuevos esquemas tarifarios generaron aproximadamente un aumento del 70% de las tarifas de electricidad.

A partir del abril de 2019, a causa de condiciones macroeconómicas adversas en Argentina, el gobierno argentino puso un freno a nuevos aumentos de los precios y tarifas en el sector eléctrico. Dadas las dificultades de obtener financiación para completar las inversiones en construcción y ampliación, el gobierno autorizó a los generadores el aplazamiento de la fecha de habilitación comercial prevista de sus proyectos.

En diciembre de 2019, asumió una nueva gestión y comenzó el proceso de revisión de precios y tarifas, en virtud de la Ley Nº 27.541. El gobierno designó asimismo a CAMMESA como el único comprador y proveedor autorizado de combustible en el mercado eléctrico a fin de reducir los costos asociados con la adquisición de gas natural, de conformidad con la Resolución SEE 12/2019, e introdujo ciertos cambios en el esquema remunerativo en el marco regulatorio del programa Energía Base, de acuerdo con la Resolución SEE 31/2020. Para más información acerca de los cambios en el esquema remunerativo del programa Energía Base, ver “Información de las Co-Emisoras—Nuestros Clientes” .

Sin embargo, como resultado de la pandemia por COVID-19 y su efecto adverso sobre las condiciones macroeconómicas en Argentina, el gobierno decidió aplazar los ajustes tarifarios. Los subsidios nacionales a la demanda de energía se incrementaron en 2020, pasando de cubrir aproximadamente el 37% del costo en 2019 a aproximadamente el 48% el 2020. El actual gobierno instruyó asimismo a CAMMESA para que suspenda las ejecuciones por el incumplimiento por parte de los generadores de los plazos de sus proyectos de construcción y ampliación. Estas suspensiones estuvieron vigentes hasta el 31 de diciembre de 2020.

Durante el 2021, el gobierno suspendió nuevamente la ejecución por incumplimiento de los plazos de proyectos de construcción y ampliación para los generadores adversamente afectados por las restricciones cambiarias implementadas por el Banco Central. El gobierno autorizó asimismo un incremento del 9% en los precios de la electricidad para los usuarios residenciales, de acuerdo con las Resoluciones SE 106/2021 y 107/2021.

Fortalezas competitivas

Experiencia comprobada en el desarrollo y la operación de proyectos de generación de energía. Contamos con una amplia trayectoria en la industria eléctrica en Argentina y su Regulación, en la cual hemos operado por más de quince años. Con 1.350 MW de capacidad de generación instalada (incluyendo a Solalban), operamos nueve plantas generadoras termoeléctricas ubicadas en diversas provincias del país. Al 30 de junio de 2021, hemos invertido más de USD 1.100 millones en las plantas generadoras que operamos para su expansión y modernización. Nuestra gerencia experimentada y nuestros equipos técnicos nos han permitido transitar exitosamente diferentes condiciones macroeconómicas y políticas. Nuestra capacidad de generación se incrementó a una tasa de crecimiento anual compuesto (“TCAC”) del 34% entre 2007 y 2018. Creemos que nuestra experiencia y presencia en el mercado nos ubica en una posición en la que podemos aprovechar las nuevas oportunidades que se esperan en el sector energético argentino.

Flujos de efectivo predecibles y estables procedentes de CCEE de largo plazo, la mayoría pactados en Dólares Estadounidenses. A la fecha del presente Prospecto, el 96% de nuestra capacidad de generación se encuentra comprometida en virtud de CCEE de largo plazo, pagaderos en Pesos al tipo de cambio oficial. Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020, el 94%, el 95% y el 97% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, procedían de nuestros CCEE denominados en Dólares Estadounidenses en virtud de los marcos regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016 y Energía Plus. Los CCEE celebrados con CAMMESA contemplan la modalidad “ take or pay ” e incluyen el traspaso de ciertos costos operativos y variables, incluidos los costos del combustible. Estas medidas nos otorgan una base de ingresos predecible y estable y limitan nuestra exposición a fluctuaciones de precios adversas de corto plazo. Nuestros CCEE de adjudicados por la Secretaría de Energía Eléctrica en 2017, y en virtud del marco regulatorio de la

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Resolución SEE 287/2017 también se encuentran denominados en Dólares Estadounidenses y tienen términos similares a los CCEE descriptos antes. En la medida en que las condiciones de mercado y las regulaciones en la plaza argentina lo permitan, tenemos la intención de incrementar nuestras ventas de capacidad de generación y/o electricidad con contratos a largo plazo, incluso con operadores privados.

Desempeño confiable basado en tecnologías probadas y una relación sólida y de largo plazo con los proveedores. Nuestras turbinas de combustible dual nos permiten generar electricidad utilizando gas natural o bien gasoil (o, en el caso de GROSA, la planta generadora que operamos, pero no es de nuestra propiedad, fuel oil). Asimismo, en las plantas generadoras que operamos hemos instalado turbinas con una capacidad de generación inferior a los 60 MW, lo que nos otorga flexibilidad a la hora de realizar interrupciones de mantenimiento programadas y no programadas sin comprometer la disponibilidad de una mayor porción de nuestra capacidad de generación. Además, una parte de nuestra capacidad está integrada por turbinas modulares, lo cual nos brinda una flexibilidad operativa que permite que la turbina continúe operando a niveles normales incluso en el caso de que sea necesario reparar o reemplazar uno de los módulos. Estas características, sumadas a nuestras relaciones contractuales de larga data con nuestros proveedores de turbinas, nos otorgan una considerable flexibilidad operativa. Seleccionamos cuidadosamente a los proveedores de turbinas y equipos mediante un detallado proceso de evaluación, que se centra en su trayectoria comercial y nuestras relaciones anteriores. Consideramos a nuestros proveedores como socios en nuestro negocio y procuramos desarrollar y mantener con ellos relaciones sostenidas en el tiempo. Por ejemplo, hemos estructurado mecanismos de financiación con PW Power Systems Inc. (“PW Power”) y Siemens Industrial Turbomachinery AB (“Siemens”) para GEMSA, lo que facilitó el desarrollo de nuestros proyectos. Asimismo, con respecto a nuestras plantas generadoras en funcionamiento, hemos celebrado contratos de largo plazo con General Electric International, Inc., PW Power Systems y con Siemens, según la tecnología instalada, para la provisión de asistencia técnica y la disponibilidad permanente de los componentes y repuestos para el adecuado funcionamiento y mantenimiento de las turbinas, lo que permitiría contar con niveles mínimos de indisponibilidad de generación eléctrica y nos permitiría predecir más fácilmente los costos de mantenimiento y las inversiones en activos fijos. En nuestras plantas, también conservamos stocks de repuestos, lo cual contribuye a mitigar los riesgos operativos al permitir reducir los tiempos de mantenimiento y reparación, facilitando una operación más estable de las plantas. Como consecuencia, el promedio ponderado del factor de disponibilidad en MW fue del 98% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 y 2019, y 97% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Para los seis meses terminados el 30 de junio de 2021, nuestro factor de disponibilidad media ponderada de MW fue del 99%.

Diversificación geográfica y ubicación estratégica que brindan ventajas para la incorporación de capacidad de generación adicional. Nuestras centrales se encuentran emplazadas estratégicamente en ubicaciones con a acceso fuentes de suministro de combustible y a la red eléctrica, lo cual reduce el tiempo necesario para la finalización de los proyectos y el presupuesto de inversión. La ubicación estratégica de nuestras plantas generadoras también mitiga nuestro riesgo operativo a la hora de despachar nuestra electricidad en el SADI debido al acceso a la red en diferentes puntos de conexión. Asimismo, la cantidad de plantas generadoras que tenemos y su ubicación estratégica diversificada facilitan la expansión de nuestra capacidad instalada: nos da la posibilidad de incorporar capacidad adicional o transformar la capacidad existente en ciclo combinado, ya sea en una o varias plantas generadoras en forma simultánea. Otro factor para mencionar es el hecho de que las plantas no se encuentran rodeadas de áreas urbanas densamente pobladas.

Somos parte del Grupo Albanesi y contamos con un equipo gerencial de amplia trayectoria . El Grupo Albanesi ha participado en la actividad energética en Argentina por más de 25 años, cuando comenzó con la comercialización de gas natural en 1994. Posteriormente, nos beneficiamos de la integración vertical con el negocio de comercialización y transporte de gas natural desarrollado por nuestra empresa asociada Rafael G. Albanesi S.A. (“RGA”), una empresa líder con una amplia trayectoria en ese sector. Creemos que las principales sinergias que se derivan de esta integración son (i) la mitigación del riesgo vinculado a los proveedores de gas natural, dado que RGA puede ser el proveedor del gas natural utilizado por nuestras plantas generadoras cuando la normativa permita a los generadores adquirir su propio gas natural, o en el caso de las centrales eléctricas con contratos privados en el marco del programa Energía Plus, y (ii) la venta de electricidad y la generación de nuevos negocios a través de clientes comunes con los cuales RGA tiene relaciones de larga data.

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Además, la empresa cuenta con un equipo gerencial experimentado, con una trayectoria de más de 15 años en el sector eléctrico argentino. Creemos que este nivel de experiencia contribuye a nuestra capacidad de administrar de manera eficaz los negocios existentes e identificar y evaluar oportunidades de crecimiento de calidad. Nuestra gerencia cuenta con experiencia significativa trabajando en la industria energética, en el sector financiero y con los reguladores del gobierno, atravesando exitosamente diferentes ciclos macroeconómicos y políticos. Consideramos que nuestra experiencia específica en el mercado que tiene nuestra gerencia nos brinda el conocimiento necesario de los entornos regulatorios, políticos, financieros y comerciales a nivel local que, a su vez, nos ofrece la capacidad de administrar el riesgo e identificar nuevas oportunidades.

Estrategia

Mantener la correcta operación de nuestras plantas generadoras mediante flujos de efectivo estables. Estamos comprometidos con el mantenimiento de la correcta operación de nuestras plantas generadoras a fin de producir flujos de efectivo predecibles y estables. A tal fin, celebramos contratos de mantenimiento de largo plazo con nuestros proveedores para alcanzar altos niveles de disponibilidad, que a su vez garantiza el pago de la capacidad comprometida por nuestros clientes. Asimismo, tenemos un seguro de lucro cesante para ciertas situaciones extraordinarias en las que las plantas no están disponibles por períodos de tiempo prolongados, garantizando la disponibilidad de fondos para el pago de nuestras obligaciones.

Consolidar e incrementar nuestra participación de mercado en el sector eléctrico argentino y mejorar la eficiencia de nuestras plantas a través de la ampliación de nuestra capacidad instalada y el desarrollo de nuevos proyectos . Consideramos que Argentina necesitará ampliar su capacidad de generación de electricidad en los próximos años para dar respuesta a la posible escasez en el abastecimiento de energía y sostener el crecimiento macroeconómico, y consideramos que estamos posicionados para ser parte de dicho proceso. Nos enfocaremos en proyectos que consideramos ofrecen potencial de crecimiento, soluciones para el sistema eléctrico argentino en términos de capacidad y eficiencia, y un marco regulatorio adecuado. Parte de nuestro potencial de crecimiento surge de la posibilidad de convertir los ciclos abiertos de las plantas existentes en ciclos combinados, tal como lo hemos realizado en Central Térmica Roca, y como está planificado hacer con las expansiones relacionadas con los CCEE de Ezeiza y Modesto Maranzana adjudicados en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017.

Continuar mejorando nuestro perfil de deuda para optimizar nuestra estructura de capital. Hemos financiado nuestros proyectos mediante préstamos (incluyendo líneas de crédito para la financiación de proyectos) y emisiones de bonos otorgadas por prestamistas locales e internacionales y también mediante el mercado de capitales local e internacional. Asimismo, utilizamos el financiamiento ofrecido por nuestros proveedores, lo que generalmente nos permite financiar los activos en términos más favorables que los que por otros medios obtendríamos a través de los bancos o el mercado de capitales. Al 30 de junio de 2021, el financiamiento con nuestros proveedores alcanzaba aproximadamente los USD 41 millones. En 2007, año en el cual desarrollamos nuestro primer proyecto (la expansión de la Central Térmica M. Maranzana) a través del primer préstamo estructurado que tomamos, la relación de nuestra deuda - EBITDA Ajustado era 27 veces. En ese entonces, casi todas nuestras deudas estaban pactadas en Dólares Estadounidenses y teníamos un acceso reducido al resto de las opciones de crédito. En diciembre de 2015, antes de comenzar la construcción de ampliación de capacidad bajo los CCEE otorgados bajo las resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016, nuestra relación deuda - EBITDA Ajustado de GEMSA (de conformidad con las NIIF) era de 1,3 veces y toda nuestra deuda pendiente de pago estaba pactada en Pesos. Nuestra relación deuda - EBITDA Ajustado de GEMSA aumentó durante el 2016, cuando comenzamos a desarrollar nuestra nueva expansión de capacidad y contrajimos nuevas deudas para financiar dicha expansión, la cual bajo significativamente durante 2019 que fue el primer año de operación completa de los 460 MW instalados en el bienio 2017-2018. Al día de la fecha, hemos aumentado y diversificado de manera considerable nuestras fuentes de financiamiento, tales como entidades financieras locales, bancos internacionales, el mercado de capitales local e internacional, mercado de capitales internacional y financiamiento otorgado por proveedores. El desarrollo de los proyectos de expansión adjudicados en el marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017 comenzó en el primer trimestre de 2018 y continuó a un ritmo más lento en 2019 y 2020, ante una situación macroeconómica adversa. En julio de 2021, aseguramos la financiación para la construcción del proyecto Central Térmica Ezeiza mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un monto total de 130 millones de Dólares Estadounidenses.

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Tenemos la intención de financiar el proyecto de ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana con una estructura de financiación similar.

Brindar un servicio de alta calidad y operar nuestras plantas de manera eficiente, segura y sustentable. Nos esforzamos por brindar un servicio de alta calidad y operar nuestras instalaciones de manera segura, eficiente y sustentable. En cuanto a seguridad, implementamos y respetamos los estándares de seguridad correspondientes a nuestra industria en la Argentina a fin de garantizar la seguridad de nuestros empleados y proveedores, así como de las comunidades donde se asientan nuestras operaciones. En cuanto a eficiencia operativa, nos centramos en garantizar la disponibilidad, la confiabilidad y la integridad de los equipos en el largo plazo mediante acciones de mantenimiento y monitoreo preventivo y predictivo. En el área de la sustentabilidad, procuramos ser una empresa con buen comportamiento social y desarrollar nuestras actividades cumpliendo con la normativa legal y ambiental aplicable. Además, nos guiamos por estrictos principios de gestión empresarial y nos esforzamos por garantizar la ecuanimidad, la transparencia, la rendición de cuentas y la responsabilidad de nuestros accionistas y otros interesados en el desarrollo de nuestras actividades.

Reseña Histórica

Las Co-Emisoras forman parte del Grupo Albanesi, que en 1994 inició sus operaciones en el sector de distribución de gas. A la luz de su experiencia y reputación en el sector gasífero argentino, el Grupo Albanesi vislumbró su incursión en el rubro de generación de energía eléctrica como un paso posterior natural. Así, en 2000, obtuvimos una licencia para generar y comercializar energía eléctrica en el mercado argentino. Nuestra primera inversión en el sector de generación de energía eléctrica fue la adquisición en 2004 de una participación en Luis Piedra Buena S.A., una central eléctrica alimentada a gas natural situada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, que vendimos en 2007, utilizamos el producido de la venta para financiar nuestro plan de inversiones en el rubro de generación de energía eléctrica.

En 2005, adquirimos GEMSA, propietaria de la Central Térmica Modesto Maranzana, situada en Río Cuarto, provincia de Córdoba. Al momento de su adquisición, esta central contaba con una capacidad de generación instalada de 70 MW, la cual fue ampliada en tres etapas sucesivas en los años 2008, 2010 y 2017 hasta alcanzar los 350 MW actuales.

En 2008, constituimos Solalban con Unipar Indupa S.A.I.C. ex Solvay Indupa S.A.I.C. (“Unipar Indupa”), empresa petroquímica domiciliada en Argentina, con el objeto de planificar, construir y operar una central eléctrica de combustible dual en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Esta central inició sus operaciones en 2009 y cuenta con una capacidad de generación instalada de 120 MW. Unipar Indupa y nuestra empresa son titulares del 58% y del 42%, respectivamente, de Solalban.

En 2009, adquirimos una central eléctrica en San Miguel de Tucumán, provincia de Tucumán, a través de Generación Independencia S.A., la cual fue absorbida por GEMSA en 2016. La planta se encontraba fuera de servicio al momento de su adquisición, pero, tras una modernización sustancial, que incluyó la instalación de dos nuevas turbinas, reinició sus operaciones en 2011. Durante el año 2016 comenzamos los trabajos para realizar una expansión adicional de 100 MW realizada en dos etapas de 50 MW cada una las cuales fueron terminadas y se encuentran operativas.

En 2010, adquirimos una central eléctrica en Frías, provincia de Santiago del Estero, se encontraba fuera de servicio al momento de su adquisición, a través de Generación Frías S.A. (“GFSA”), la cual fue absorbida por GEMSA en 2017. Tras una modernización sustancial, que incluyó la instalación de una nueva turbina, reinició sus operaciones en 2015 funcionando actualmente con una capacidad de generación instalada de 60 MW.

Como parte de nuestra expansión en el sector de generación de energía eléctrica en Argentina, en 2011, nuestra subsidiaria GROSA suscribió un contrato de locación de largo plazo con Central Térmica Sorrento S.A. (“Sorrento S.A.”) para el gerenciamiento de la Central Térmica Sorrento, situada en Rosario, provincia de Santa Fe. Al momento de celebrarse el contrato, la central se encontraba fuera de servicio. Procedimos a repararla, y, en la actualidad, funciona con una capacidad de generación instalada de 140 MW.

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En 2011, adquirimos a través de CTR una central eléctrica situada en General Roca, provincia de Río Negro, que se encontraba fuera de servicio desde 1997. Tras concluir las reparaciones y mejoras tecnológicas necesarias, la central inició sus operaciones en junio de 2012. En 2013 concluimos la segunda etapa del plan, que permitió que la central eléctrica funcionase tanto a base de gas como de gasoil con una capacidad de generación instalada de 130 MW. A fines de 2015 comenzamos los trabajos para cerrar el ciclo de la central, proceso que agregó en agosto de 2018 60 MW de capacidad nominal llevando la capacidad total a 190 MW.

En 2012 comenzamos a operar una central eléctrica situada en La Banda, Santiago del Estero, que actualmente funciona con dos turbinas y 30 MW de capacidad de generación instalada.

Durante el año 2016 comenzaron los trabajos para el montaje de nuestra planta de energía Central Térmica Ezeiza, el primer proyecto “greenfield” del Grupo Albanesi, que involucró la adquisición de un predio de 8 hectáreas en el municipio de Ezeiza y la construcción de una nueva planta de generación de 150 MW. El proyecto se dividió en dos etapas: la primera de 100 MW y la segunda etapa de 50 MW, ambas actualmente operativas.

A partir del 1 de enero de 2016, Generación Independencia S.A., Generación Riojana S.A., y Generación La Banda S.A., todas subsidiarias de Albanesi, se fusionaron con y dentro de GEMSA, que pasó a ser la sociedad subsistente. Las centrales que eran operadas por Generación Independencia S.A., Generación La Banda S.A. y Generación Riojana S.A., fueron transferidas a GEMSA. A partir del 1° de enero de 2017 se fusionó GFSA con y dentro de GEMSA como sociedad subsistente. La central que era operada por GFSA fue transferida a GEMSA. Asimismo, a partir del 1 de enero de 2018, Albanesi Inversora S.A., quien era titular del 75% del capital social de CTR, se fusionó con y dentro de Albanesi, esta última como sociedad subsistente. En tal sentido, CTR, la cual operaba la Central Térmica Roca, pasó a estar controlada directamente por el Garante.

Al 1 de enero de 2021, Albanesi y GECE, una subsidiaria de Albanesi fue absorbida por GEMSA, resultando ésta última la sociedad continuadora. Como resultado, CTR, que opera nuestra Central Térmica Roca, GROSA y Generación Litoral S.A., que no tiene actividad operativa, ahora son controladas por GEMSA. La Fusión 2021 y la consecuente disolución de Albanesi y GECE están sujetas a la aprobación administrativa por parte de la CNV y la inscripción en la IGJ. Hemos realizado todas las presentaciones y todos los trámites necesarios y esperamos que la Fusión 2021 se apruebe y sea debidamente inscripta. En tanto esté pendiente la aprobación final y la inscripción de la Fusión 2021, el directorio de GEMSA es responsable de la dirección de Albanesi y GECE, de acuerdo con el artículo 84 de la Ley General de Sociedades de Argentina.

En el marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, se adjudicaron a GEMSA CCEE para 351 MW de capacidad adicional, lo que nos permitirá ampliar nuestra capacidad de generación mediante el cierre de unidades de ciclo abierto en la Central Térmica Modesto Maranzana y la Central Térmica Ezeiza por un total de 283 MW de capacidad adicional y la construcción de una nueva planta de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. GEMSA obtuvo recientemente la financiación necesaria para finalizar la construcción del proyecto de ampliación de nuestra Central Térmica Ezeiza. Esperamos que el inicio de las operaciones comerciales tenga lugar durante el cuarto trimestre de 2023. Ver “Información de las Co-Emisoras—Expansión de Capacidad—Central Térmica Ezeiza” . El gráfico a continuación presenta la evolución cronológica de la ampliación de nuestra capacidad de generación.

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Nuestras centrales eléctricas

En la actualidad operamos nueve centrales termoeléctricas situadas en siete provincias argentinas.

Central Térmica Ezeiza

Central Térmica Ezeiza es una central termoeléctrica de combustible dual, ubicada en Ezeiza, Provincia de Buenos Aires, con una capacidad instalada de 150 MW. GEMSA comenzó la construcción de la planta en 2016 en un predio de 8 hectáreas en Ezeiza. Tras una inversión de capital de aproximadamente USD140 millones, la planta inició las operaciones comerciales en septiembre de 2017 con una capacidad de generación de 100 MW, sumando 50 MW de capacidad en febrero de 2018.

La central posee actualmente tres turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de combustible dual en funcionamiento con una capacidad total de generación de 150 MW. GEMSA vende 139,5 MW de capacidad comprometida a CAMMESA en virtud de dos CCEE adjudicados bajo el marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016. La central operó con una disponibilidad anual promedio superior al 95% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020.

La tabla a continuación presenta ciertos datos operativos relacionados con esta central generadora para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) .... Factor de Disponibilidad ..........	Para el 31	ejercicio finalizado el de diciembre de 2019 2020 530,9 147,0 97% 100%	Para el período de seis meses finalizado el 30 dejunio de
	2018 98,1 100%	2019 530,9 97%	2021
			67,8 100%

En octubre de 2017, se adjudicó a GEMSA un CCEE con CAMMESA por hasta 138 MW de capacidad adicional en la central en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, que se suscribió entre GEMSA y CAMMESA en diciembre de 2017 y se modificó en mayo de 2021. Actualmente estamos ampliando la capacidad de generación de la central de Ezeiza en 154 MW mediante la instalación de una turbina adicional Siemens SGT-800 de 54 MW y combustible dual, cuatro calderas de recuperación VOGT Power International, dos turbinas de vapor de 50 MW Siemens SST-600, tres transformadores de potencia de 75MVA 11kV-132kV TTE, una Torre de refrigeración híbrida de 9 módulos ESINDUS y equipos accesorios, y mediante la transformación de la central en una unidad de ciclo combinado. Para más información acerca del proyecto de ampliación, ver más arriba “Información de las Co-Emisoras—Expansión de Capacidad—Ampliación de Central Térmica Ezeiza” .

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Central Térmica Modesto Maranzana

Central Térmica M. Maranzana es una central termoeléctrica de combustible dual, situada en Río Cuarto, provincia de Córdoba, que cuenta con una capacidad instalada de 350 MW. La central comenzó a construirse en 1993. La central entró en funcionamiento en 1995, con dos módulos de 35 MW de capacidad de generación cada uno. Cada uno de los módulos se compone de una turbina de gas (24 MW) y una turbina de vapor (11 MW) que funcionan en ciclo combinado. Las centrales eléctricas de ciclo combinado utilizan una turbina de gas y una de vapor que, combinadas, maximizan la generación de energía al generar energía eléctrica tanto con la combustión de gas como con el calor residual producido por la combustión. El calor residual de la turbina de gas se direcciona hacia una turbina de vapor cercana que lo utiliza para crear vapor, que a su vez genera energía eléctrica adicional.

En 2007 iniciamos obras de ampliación de esta central con la instalación de dos unidades Pratt & Whitney (modelo SWIFTPAC FT8-3). Cada una de estas unidades se compone de dos turbinas de gas de 30 MW de capacidad de generación que funcionan en ciclo simple y transmiten su potencia mecánica a un único generador de 60 MW. Estas dos unidades entraron en pleno funcionamiento en octubre y noviembre de 2008, respectivamente, en el marco regulatorio del programa de Energía Plus. Durante el año 2010 se instaló una tercera turbina Pratt & Whitney (modelo SWIFTPAC FT8-3) de 60 MW que entró en operación comercial en el mes de septiembre de dicho año, alcanzando la potencia instalada de la Central en 250 MW. Durante el año 2016 comenzaron los trabajos para la ampliación de la central a través de la instalación de dos nuevas turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de potencia nominal cada una, que operan tanto a gas como a gasoil. En julio de 2017, ambas turbinas fueron habilitadas comercialmente, alcanzando la central una capacidad de generación de 350 MW totales. Nuestra inversión total en esta planta para alcanzar la actual capacidad de generación operativa fue de aproximadamente 205 millones de Dólares Estadounidenses.

La capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta central se vende (i) a CAMMESA mediante Contratos de Abastecimiento MEM de largo plazo suscriptos con esta empresa con arreglo al marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007; (ii) a grandes consumidores industriales mediante CCEE suscriptos con arreglo al marco regulatorio del programa Energía Plus; y (iii) a CAMMESA como potencia y energía spot (Energía Base), en lo que concierne a la energía eléctrica generada por nuestra turbina de 70 MW, de mayor antigüedad, y por una turbina de 50 MW que estaba previamente comprometida bajo un CCEE de la Resolución SE 220/2007, la cual quedó sin vigencia en septiembre de 2020. Para una descripción de los tres marcos regulatorios, véase “Información de las Co-Emisoras—Nuestros clientes” . La energía eléctrica que comercializamos en relación a los marcos regulatorios de la Resolución SE 220/2007 y del programa Energía Plus se genera con la capacidad de generación de 230 MW añadida desde 2008. La central se conecta al SADI mediante dos líneas de alta tensión de 132 kV, lo que nos permite vender energía eléctrica a clientes situados en cualquier lugar del país.

La siguiente tabla presenta información operativa relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) Factor de disponibilidad ..........	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 1.087 952,7 635,3 99% 99% 94%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 1.087 952,7 635,3 99% 99% 94%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 dejunio de
	2018 1.087 99%	2019 952,7 99%	2021
			420,7 99%

En el marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, GEMSA resultó adjudicada por CAMMESA bajo un CCEE por hasta 113 MW de capacidad adicional en esta planta. Planeamos ampliar la capacidad instalada en 129 MW adicionales mediante la instalación de una turbina de gas Siemens SGT-800 de 54 MW en ciclo abierto (similar a las instaladas en 2017) y una turbina de vapor Siemens SST-600 de 75 MW, transformando efectivamente las tres turbinas Siemens de la planta en unidades de ciclo combinado. Para más

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información sobre el proyecto de ampliación, véase el subtítulo “Información de las Co-Emisoras— Expansión de capacidad—Ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana”.

Central Térmica Roca

Esta es una central termoeléctrica de ciclo combinado y combustible dual, situada en General Roca, provincia de Río Negro, y cuenta con una capacidad de generación instalada de 190 MW. Construida en 1995 con una capacidad de generación original de 130 MW, fue retirada de servicio en 2009 debido a la falla de una turbina. Nosotros la adquirimos en 2011 con el propósito de repararla y ponerla nuevamente en servicio. Durante 2012 se concluyó la primera etapa de reparaciones y acondicionamiento, y en junio de ese año se la habilitó comercialmente. En 2013 se concluyó la segunda etapa del plan de trabajo, que comprendía la modernización y modificación de las instalaciones y la infraestructura, de forma tal de finalizar su conversión a combustible dual y así permitir la utilización de gasoil como combustible alternativo. El total invertido desde 2011 a 2013 en esta central fue de USD 64 millones.

En 2016 hemos iniciado los trabajos para añadir 60 MW de capacidad de generación a la central mediante la instalación de una turbina de vapor, que la convirtió en una central de ciclo combinado. Las obras de construcción para la conversión a ciclo combinado fueron realizadas en su mayoría por Albanesi. Las operaciones comerciales se iniciaron en agosto de 2018, llevando a la central a su actual capacidad de generación de 190 MW tras una inversión aproximada de USD90 millones. Vendemos toda la capacidad de generación y la electricidad generada por esta central a CAMMESA en virtud de dos CCEE bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007.

La tabla a continuación presenta ciertos datos operativos relacionados con esta central generadora para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh)............... Factor de Disponibilidad ..	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 266,3 1.100,8 1.146,7 96% 97% 97%	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 266,3 1.100,8 1.146,7 96% 97% 97%	Para el período de seis meses que finalizado el 30 dejunio de
	2018 266,3 96%	2019 1.100,8 97%	2021
			548,1 98%

CTR es la titular de la Central Térmica Roca, sociedad que, como consecuencia de la Fusión 2021, tiene como accionista del 75% del capital social y derechos de voto a GEMSA. Para más información véase “Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021”.

Central Térmica Independencia

Esta central termoeléctrica de combustible dual se sitúa en San Miguel de Tucumán, provincia de Tucumán. Nuestra empresa la adquirió en 2009, cuando tenía una turbina de gas de 10 MW fuera de servicio, con el propósito de instalar mayor capacidad de generación. En 2011 comenzamos la instalación de dos turbinas Pratt & Whitney (modelo SWIFTPAC FT8-3) de combustible dual y 60 MW, que se alimentan a gas y transmiten potencia mecánica a un único generador de 60 MW. En 2016 comenzamos con los trabajos para añadir 100 MW nominales de capacidad de generación a esta central a través de la instalación de dos nuevas turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de potencia nominal cada una, y que operan tanto a gas como a gasoil. En agosto de 2017 y febrero de 2018 entraron en funcionamiento y en operación comercial ambas turbinas, llevando la capacidad total de generación de la central a los 220 MW.

El total invertido en esta central para llevarla a su capacidad de generación actual fue de USD 154 millones. La mayoría de las obras de ampliación de esta planta fueron realizadas por Albanesi. Sus turbinas pueden funcionar tanto a gas como a gasoil.

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La capacidad de generación de energía eléctrica actualmente operativa de esta central se vende en su totalidad a CAMMESA en virtud de CCEE suscriptos en el marco de la Resolución SE 220/2007 y Resolución SEE 21/2016.

La siguiente tabla presenta información relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) . Factor de disponibilidad ...........	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 157,3 98,4 92,9 99% 100% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 157,3 98,4 92,9 99% 100% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 dejunio de
	2018 157,3 99%	2019 98,4 100%	2021
			38,3 99%

Central Térmica Riojana

Esta central termoeléctrica de combustible dual se construyó en 1975 y se sitúa en la ciudad de La Rioja, provincia de La Rioja. La central se adquirió en 2010 cuando se encontraba fuera de servicio, para luego ponerla operativa desde mayo de 2011. Cuenta con una capacidad de generación instalada de 90 MW generados por una turbina de combustible dual John Brown con una capacidad de generación instalada de 14 MW, dos turbinas de gas Fiat con una capacidad de generación de 13 MW cada una y una turbina dual Siemens SGT-800 de 50 MW. La central eléctrica opera en ciclo simple.

El total invertido en esta central para llevarla a su capacidad actual fue de USD 55 millones, suma que se destinó al reacondicionamiento de la planta luego de su adquisición y a la compra de nuevos equipos y obras para la ampliación. La mayoría de los trabajos de expansión realizados para esta planta fueron realizados por Albanesi. La operación comercial de la nueva turbina comenzó en mayo del 2017, y llevó el total de la capacidad nominal instalada en la planta a 90 MW.

La nueva capacidad instalada se comercializa a CAMMESA en virtud de un CCEE suscripto bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, de los cuales se mantiene un contrato con una potencia comprometida de 45 MW, y bajo el marco regulatorio de Energía Base.

La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) . Factor de disponibilidad ...........	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 27,6 46,9 33,7 99% 98% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 27,6 46,9 33,7 99% 98% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 dejunio de
	2018 27,6 99%	2019 46,9 98%	2021
			7,8 100%

Central Térmica Generación Frías

Esta central termoeléctrica de combustible dual se ubica en la localidad de Frías, provincia de Santiago del Estero. En 2010 adquirimos la central y en 2014 iniciamos un proceso de reacondicionamiento que concluyó con la puesta de la central en pleno funcionamiento en diciembre de 2015. La central cuenta con una turbina de combustible dual Pratt & Whitney (modelo SWIFTPAC FT-4000) de 60 MW. A la fecha del presente Prospecto, el total invertido en esta central fue de USD 55 millones. Los trabajos de construcción fueron llevados adelante por Albanesi.

La capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta central se venden a CAMMESA mediante un CCEE suscripto con esta empresa con arreglo al marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007.

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La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) ....... Factor de disponibilidad .	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 201,1 69,8 17,0 95% 91% 86%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 201,1 69,8 17,0 95% 91% 86%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 dejunio de
	2018 201,1 95%	2019 69,8 91%	2021
			10,1 99%

Central Térmica La Banda

Esta central termoeléctrica se sitúa en La Banda, Santiago del Estero. Fue construida en 1975 con una capacidad de generación instalada de 30 MW consistente de dos turbinas Fiat de ciclo combinado. Operamos esta planta desde el año 2012. La provincia de Santiago del Estero goza del derecho de dominio sobre el terreno donde se localiza la planta generadora y por lo tanto es su propietaria.

La capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta central se venden a CAMMESA bajo el marco regulatorio del programa Energía Base. La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) ......... Factor de disponibilidad ...	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 1,2 2,1 4,0 100% 100% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 1,2 2,1 4,0 100% 100% 100%	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 dejunio de
	2018 1,2 100%	2019 2,1 100%	2021
			2,3 100%

Central Térmica Generación Rosario

Esta central termoeléctrica de combustible dual se sitúa en la ciudad de Rosario, provincia de Santa Fe. La central se construyó en 1981 y entró en pleno funcionamiento en agosto de 2009. Se trata de una central de ciclo simple con una capacidad instalada de 140 MW. Nuestra empresa opera la central en virtud de un contrato de locación celebrado en abril de 2011 con Sorrento S.A. para poner la Central Térmica Sorrento nuevamente en servicio mediante trabajos de reparación y acondicionamiento por un valor de USD 36 millones. El plazo de vigencia del contrato era de diez años, renovable y ejecutamos la opción de renovar por un plazo adicional de siete años el 10 de febrero de 2021. En diciembre de 2015, Sorrento S.A. solicitó la apertura de concurso preventivo ante la justicia en lo comercial de la Ciudad de Buenos Aires. Estimamos que dicho proceso no afectará nuestra capacidad para continuar operando la planta en virtud del contrato de locación.

En 2011 se concluyó la primera etapa de las tareas de reparación y mantenimiento que requería la caldera de la central, que comenzó sus operaciones con una capacidad de generación instalada de 80 MW. Entre 2012 y 2015 realizamos nuevos trabajos de reacondicionamiento de la central, lo que elevó su capacidad de generación a los 140 MW actuales. Esta central cuenta con una turbina de vapor Ansaldo de combustible dual y 140 MW de capacidad. Las turbinas pueden funcionar tanto a gas como a gasoil.

Toda la capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta central se venden a CAMMESA bajo el marco regulatorio del programa Energía Base.

La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

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Correspondiente al ejercicio finalizado el Correspondiente al ejercicio 31 de diciembre de finalizado el 30 de junio de

Total Ventas (GWh)......... Factor de disponibilidad ...	2018 70,6 99%	2019 7,2 100%	2020 37,2 100%	2021 23,5 98%

La Central Térmica Generación Rosario es de propiedad de GROSA la cual, como consecuencia de la Fusión 2021 es controlada por GEMSA. Para más información véase “Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021”.

Solalban Energía

En 2008 constituimos Solalban, una sociedad constituida con Unipar Indupa S.A.I.C. ex Solvay Indupa S.A.I.C., con el objeto planificar, construir y operar una central termoeléctrica en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Como consecuencia de la Fusión 2021, GEMSA es titular del 42% del capital social y derechos de voto de Solalban, en tanto que Unipar Indupa lo es del 58% restante. La central eléctrica Solalban entró en pleno funcionamiento en 2009, con dos turbinas de combustible dual Pratt & Whitney (modelo SWIFTPAC FT8-3) de 60 MW. El total invertido por nuestra empresa asociada en esta central fue de USD 80 millones, suma que se destinó a la instalación de las dos turbinas mencionadas, al desarrollo de las obras eléctricas y civiles y a la instalación de un gasoducto de 11 millas de extensión que se conecta al gasoducto troncal de Transportadora Gas del Sur (empresa de transmisión/distribución que opera en la región sur de Argentina).

Solalban vende la energía eléctrica que genera esta central a Unipar Indupa mediante una línea de transmisión interna e independiente (sin ingresar al SADI), en virtud de un contrato de venta de energía suscripto en 2009 con un plazo de vigencia de quince años, en tanto que la energía generada restante se vende a grandes consumidores industriales bajo el programa Energía Plus. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020, Solalban destinó el 69% y el 31% de los MWh anuales de energía eléctrica generada a Unipar Indupa y bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus a través del SADI. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, Solalban vendió el 76% y el 24% de los MWh anuales de energía eléctrica generada a Unipar Indupa y bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus a través del SADI.

La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:

Total Ventas (GWh) .. Factor de disponibilidad ............	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 644,3 700,5 719,9 84%(1) 79%(1) 86%(1)	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 644,3 700,5 719,9 84%(1) 79%(1) 86%(1)	Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 de junio de
	2018 644,3 84%(1)	2019 700,5 79%(1)	2021
			120,0 71%

(1) El factor de disponibilidad inferior correspondiente a los años 2018, 2019, 2020 y por los primeros seis meses de 2021 se vio afectado por el mantenimiento de los equipos y las interrupciones en el suministro de gas natural.

Nuestra tecnología

Procuramos comprar nuestros equipos a proveedores que cuenten con experiencia y una trayectoria reconocida a nivel internacional. Nuestras turbinas de combustible dual nos permiten generar energía eléctrica, ya sea utilizando gas natural o gasoil. Parte de nuestra capacidad se compone de turbinas modulares que brindan flexibilidad operativa y permiten que las turbinas continúen funcionando en niveles normales aun en el caso de que se requiera reparar o reemplazar un módulo en particular. Por otra parte, hemos equipado a nuestras centrales eléctricas con turbinas de menos de 60 MW de capacidad de generación instalada, lo que nos brinda

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flexibilidad para llevar a cabo interrupciones de planta para mantenimiento programado y no programado sin afectar la disponibilidad de la mayor parte de nuestra capacidad de generación instalada.

La siguiente tabla presenta una síntesis de la tecnología de las turbinas que se utilizan en nuestras centrales eléctricas:

	Consumo
	específico
Central eléctrica	(kcal/kWh)	Turbinay tipo de tecnología		Capacidad
Modesto Maranzana	2.386	Thomassen / Stork	Ciclo combinado	35MW
	2.386	Thomassen / Stork	Ciclo combinado	35MW
	2.422	PWPSFT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.422	PWPSFT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.391	PWPS FT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.284	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.284	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
Total M.Maranzana				350MW
Ezeiza	2.385	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.385	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.385	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
Total Ezeiza				150MW
Independencia	2.403	PWPS FT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.403	PWPS FT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.385	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.385	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
Total Independencia				220MW
Roca	1.766 (ciclo combinado)	EGT - Alstom	Turbina de gas	130MW
		GE Triveni	Turbina de vapor	60MW
Total Roca				190MW
Generación Frías	2.215	PWPSFT4000	Turbina de gas	60MW
Riojana	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	3.829	John Brown	Turbina de gas	14 MW
	4. 080	John Brown	Turbina de gas	14 MW
	4.095	Fiat	Turbina de gas	13MW
Total Riojana				90MW
GROSA	2.692	Ansaldo	Turbina de vapor	140MW
La Banda	4.341	Fiat	Turbina de gas	15MW
	4.475	Fiat	Turbina de gas	15MW
Total LaBanda				30MW
Solalban	2.467	PWPS	Turbina de gas	120MW
Total				1.350 MW

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, según CAMMESA, la eficiencia promedio del sistema fue de 1.850 kcal/kWh.

La siguiente tabla presenta una síntesis de las turbinas que se utilizarán en la nueva capacidad de generación de conformidad con los CCEE de los que hemos sido adjudicatarios en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017. Ya se han contratado los proveedores para las turbinas de gas y las turbinas de vapor (ambas con Siemens) y las calderas de recuperación (VOGT Power International Inc).

	Proyectos de ampliación	Consumo específico (kcal/kWh)	Turbinay tipo de tecnología	Capacidad de Energía

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M. Maranzana	1.700 (Ciclo combinado)	Siemens SGT-800	Turbina degas	54 MW
		Siemens SST-600	Turbina de vapor	75 MW
Total Ampliación de M. Maranzana				129 MW
Ezeiza	1.700 (Ciclo combinado)	Siemens SGT-800	Turbina degas	54 MW
		Siemens SST-600	Turbina de vapor	50 MW
		Siemens SST-600	Turbina de vapor	50 MW
Total Ampliación de Ezeiza				154 MW
Cogeneración Arroyo Seco	1.700 (Ciclo combinado)	Siemens SGT-800	Turbina degas	54 MW
		Siemens SGT-800	Turbina degas	54 MW
		Siemens	Turbina de vapor	25 MW
Total Arroyo Seco				133 MW
Total Proyectos de Ampliación				416 MW

Nuestros clientes

La disponibilidad de nuestra capacidad de generación de energía y la energía eléctrica que despachamos se comercializan bajo a los siguientes marcos regulatorios:

Resolución SE 220/2007

La Resolución SE 220/2007 fue diseñada por el gobierno argentino para promover inversiones en el sector de generación de energía eléctrica al brindar condiciones económicas favorables para la instalación de nueva capacidad de generación.

Bajo el marco regulatorio dispuesto por la Resolución SE 220/2007, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de CCEE a largo plazo (comúnmente con plazos de diez años) expresados en Dólares Estadounidenses. La contraprestación que recibimos a cambio por parte de CAMMESA en virtud de estos contratos se compone de dos elementos principales: (a) un precio fijo en Dólares Estadounidenses por MW por hora por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en el marco de un régimen de compra garantizada ( take or pay ), en virtud del cual recibimos este precio en la medida en que el 92% de nuestra capacidad comprometida se encuentre disponible. CAMMESA cobrará una multa (calculada por hora en Dólares Estadunidenses) en caso de indisponibilidad forzada de nuestra capacidad y (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos operativos y administrativos, mantenimientos menores y seguro), el cual varía de acuerdo a la energía generada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado (el gas natural genera una remuneración menor respecto al combustible líquido dado que los costos operativos asociados son menores). Asimismo, el precio que CAMMESA paga en virtud de estos contratos incluye el reconocimiento de los cargos asociados al transporte eléctrico. El precio es abonado en Pesos al tipo de cambio oficial.

Nuestras obligaciones principales en el marco de estos contratos consisten en (a) contar con la cantidad de MW mensuales de capacidad de generación comprometida disponibles para su despacho a solicitud de CAMMESA y (b) despachar la energía eléctrica a solicitud de CAMMESA, en todos los casos de conformidad con los términos y condiciones del contrato. En algunos de los contratos celebrados con CAMMESA.

Conforme lo dispuesto en los CCEE suscriptos con CAMMESA, el incumplimiento de cualquiera de las obligaciones especificadas en los contratos por una de las partes constituirá a ésta en mora automáticamente, sin necesidad de interpelación judicial o extrajudicial alguna, siendo causales de incumplimiento aplicables a ambas partes, a modo de ejemplo, las siguientes: la falta de pago en termino de cualquier suma adeudada, la declaración en quiebra, la presentación en concurso preventivo o quiebra, la realización de actos que impliquen que sus obligaciones bajo el contrato dejen de ser validas o exigibles, entre otras. Las causales de mora se

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encuentran detallas en cada uno de los contratos y respecto de cada una de las partes firmantes. Producida la mora, la parte que cumplió podrá optar por: (i) intimar al cumplimiento de la parte incumplidora, otorgando un plazo razonable para hacerlo y notificar a la Secretaría de la intimación; o (ii) resolver el contrato, bastando a tal efecto la sola comunicación fehaciente de dicha voluntad y la indicación de la fecha a partir de la cual tendrá efecto dicha resolución, junto con la notificación a la Secretaría. En caso de incumplimiento de obligaciones de pago, la parte cumplidora tendrá derecho a percibir las sumas adeudadas más intereses y sanciones, en caso de corresponder.

De conformidad con los CCEE suscriptos con CAMMESA, cualquiera de las partes puede rescindir el contrato con anterioridad a su vencimiento ante la disolución de la otra parte, la presentación, por parte de esta, de una solicitud de declaración de quiebra o de medidas de protección en virtud de la legislación aplicable en materia de concursos y quiebras (o en el caso de sentencia judicial que implique dicha quiebra) o de su sujeción a intervención judicial. Asimismo, cualquiera de las partes puede rescindir el contrato ante el incumplimiento de la otra previa notificación cursada con una antelación de 15 días, que incluirá el caso de incumplimiento con nuestras obligaciones contractuales de suministro por un plazo superior a dos meses. Sin embargo, ninguna de las partes puede rescindir el contrato ante el incumplimiento de las obligaciones de pago previstas en él. En tal supuesto, podrá presentarse una demanda de conformidad con los procedimientos administrativos de la SEE. En casos de fuerza mayor, el contrato puede suspenderse sin imposición de sanción alguna y cualquiera de las partes puede rescindirlo sin ser penalizada por ello si el acontecimiento de fuerza mayor se prolonga por un plazo superior a 120 días. Estos CCEE no contemplan cláusulas de renovación.

Al 30 de junio de 2021, GEMSA tiene cuatro CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: (i) Central Térmica Independencia, con una vigencia restante de seis meses por 100 MW de capacidad contratada, (ii) Central Térmica Modesto Maranzana, con una vigencia restante de seis años por 90 MW de capacidad contratada (iii) Central Térmica Frías, con una vigencia restante de cuatro años y medio por 55,5 MW de capacidad contratada y (iv) Central Térmica Riojana, con una vigencia restante de seis años por 45 MW de capacidad contratada. Asimismo, CTR tiene un CCEE firmado con CAMMESA bajo este marco regulatorio con un plazo de vigencia restante de un año por 116,7 MW de capacidad de energía contratada, y el contrato de 55MW por siete años correspondiente al cierre de ciclo de la planta Central Térmica Roca.

Tras el vencimiento de los CCEE bajo este marco regulatorio, esperamos que toda la capacidad comprometida se venda bajo el marco regulatorio del programa de Energía Base.

Durante para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020, generamos el 51%, el 58% y el 59% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud de los CCEE suscriptos con CAMMESA bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, generamos el 57% de nuestro EBITDA Ajustado, en virtud de los CCEE suscriptos con CAMMESA bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007.

Resolución SEE 21/2016

En el marco de la Resolución SEE 21/2016, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de CCEE de largo plazo (por lo general de 10 años) expresados en Dólares Estadounidenses. La contraprestación que recibimos a cambio por parte de CAMMESA en virtud de estos contratos se compone de dos elementos principales: (a) un precio fijo en Dólares Estadounidenses por MW por hora por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en el marco de un régimen de compra garantizada ( take or pay ), en virtud del cual recibimos este precio en la medida en que nuestra capacidad comprometida se encuentre disponible o en mantenimientos programados y autorizados por CAMMESA (sujeto a una multa en caso de indisponibilidad no autorizada) y (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos administrativos y seguro), el cual varía de acuerdo a la energía despachada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado (el gas natural genera una remuneración menor ya que es más eficiente). Asimismo, el precio que CAMMESA paga en virtud de estos contratos incluye un cargo fijo asociado al costo de transporte. Recibimos el pago del precio en Pesos al tipo de cambio oficial.

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Al 30 de junio de 2020, GEMSA tiene cuatro CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: un CCEE con una vigencia restante de seis años por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (ii) un CCEE con una vigencia restante de seis años y medio por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (iii) un CCEE con una vigencia restante de seis años por 93 MW de capacidad de generación de Central Térmica Ezeiza; y (iv) un CCEE con una vigencia restante de seis años y medio por 46,5 MW de capacidad de generación de Central Térmica Ezeiza.

Tras el vencimiento de los CCEE en virtud de este marco regulatorio, prevemos que toda la capacidad comprometida será vendida en virtud del marco regulatorio del programa Energía Base.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 and 2020, generamos el 38%, el 33% y el 35% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, generamos el 38% de nuestro EBITDA Ajustado en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016.

Resolución SEE 1281/2006 - Energía Plus

Conforme a este marco regulatorio, los clientes industriales con un consumo de energía eléctrica superior a los 300 kW deben satisfacer el excedente de su demanda de energía eléctrica por sobre los kW consumidos en 2005 mediante la compra de energía eléctrica generada por la capacidad de generación de centrales eléctricas instalada en septiembre de 2006 o con posterioridad a dicha fecha, en virtud de este marco regulatorio. Los contratos de compraventa de energía que hemos celebrado bajo este marco regulatorio están denominados en Dólares Estadounidenses y tienen un plazo de vigencia promedio de uno a dos años. Estos CCEE no contemplan la modalidad “ take or pay ”, por lo tanto, nos proporcionan un EBITDA Ajustado menos estable en comparación con los restantes marcos regulatorios. No obstante, somos capaces de estimar con razonable precisión el consumo aproximado de energía por parte de los tomadores sobre la base de los consumos históricos.

Nuestras obligaciones principales en el marco de estos CCEE consisten en (a) mantener disponible las unidades que respaldan los contratos con los grandes usuarios, y (b) garantizar que contamos con el suficiente suministro de combustible propio para generar la energía eléctrica que consumen nuestros clientes. Cobramos un precio monómico fijo por la energía consumida por el tomador en virtud de estos contratos. El precio de la energía convenido por contrato depende del mercado Energía Plus conformado por costos de generación y margen de utilidades. El precio es abonado en Pesos al tipo de cambio oficial.

De conformidad con los términos y condiciones de dichos contratos, cualquiera de las partes puede requerir la renegociación del contrato si, por motivos no inherentes a estas, el equilibrio económico del contrato se ve modificado de manera tal que este resulte excesivamente oneroso para dicha parte. Ante tal circunstancia, cualquiera de las partes puede rescindir el contrato en ausencia de acuerdo dentro del plazo de 15 días de efectuada la solicitud. Ante el incumplimiento, por cualquiera de las partes, de las obligaciones pactadas, la otra puede también proceder a rescindir el contrato previa notificación cursada con 15 días de antelación. Estos CCEE no contemplan cláusulas de renovación.

Durante para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020, generamos el 5%, el 4% y el 4% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud de los contratos de compraventa de energía suscriptos en el marco del programa Energía Plus. Para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, generamos el 4% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud de los contratos de compraventa de energía suscriptos en el marco del programa Energía Plus.

Resolución SEE 31/2020 - Energía Base

Esta metodología de remuneración de la capacidad instalada tiene su origen en la Resolución SE 95/2013. A través de la misma, CAMMESA ha fijado una remuneración menor para los generadores de energía eléctrica en lo que respecta a la capacidad de generación disponible y energía que se genere mediante las unidades de generación de mayor antigüedad. En virtud de este marco regulatorio, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de un acuerdo regulatorio con compromiso de compra

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garantizada ( take or pay). Hasta febrero de 2017 era en Pesos y pasó a ser en Dólares Estadounidenses de dicha fecha hasta febrero 2020. En febrero de 2020 la Resolución 1/2019 fue modificada por la Resolución 31/2020, cuyos considerandos plantearon la necesidad de adaptar los criterios de remuneración considerando la magnitud de los acontecimientos económico-financieros que afronta el país. En función de ello la Resolución 31/2020 modificó parcialmente la Resolución 1/2019 y estableció un nuevo esquema de remuneración a partir del 1 de febrero de 2020 que implica: (i) reducción y pesificación de los valores remuneratorios de energía para generadores, co-generadores y autogeneradores; (ii) pesificación de los valores remuneratorios variables para generadores, co-generadores y autogeneradores; (iii) modificación de los criterios de remuneración de los generadores térmicos incorporando: (a) diferenciación para aquellos generadores habilitados con motores de combustión interna menores o iguales a 42 MW; y (b) criterios remuneratorios diferenciales para aquellos generadores que no efectúen un compromiso de disponibilidad garantizada; e (iv) introducción de criterios remuneratorios por disponibilidad de energía en horas de alto rendimiento. El 21 de mayo de 2021, mediante la Resolución SEE 440/2021, el gobierno actualizó el esquema para los generadores bajo el esquema remuneratorio de mercado spot , derogando la actualización automática de los valores remuneratorios y estableciendo que los valores de energía y potencia que se mantienen en Pesos pueden reajustarse en un 29% en forma retroactiva a febrero de 2021.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020, generamos el 6%, el 5% y el 2% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, bajo el marco regulatorio correspondiente a Energía Base. Durante el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021, generamos el 1% de nuestro EBITDA Ajustado, en virtud del marco regulatorio correspondiente a Energía Base.

La siguiente tabla presenta un resumen de los marcos regulatorios y de las principales condiciones para la venta de capacidad de generación de electricidad y despacho para cada una de nuestras centrales eléctricas (excepto Solalban) en funcionamiento al 31 de junio de 2021:

			MW de
			capacidad
			comprometida
			(o utilizada en
			el caso de			Precio de
			Energía Plus)			Capacidad
			por			Comprometida	Precio de	Plazo
Central			contrato/marco			USD / MW por	Energía	Contractual	Fecha de
Eléctrica	Regulación	Tomador	regulatorio	Plazo	Moneda	hora	USD/MWh(1)	Restante	extinción

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	Energía Plus	Privado	135	1 a 2 años	USD	--	60,0	N/A	N/A
Central Térmica	Energía Base	CAMMESA	70	N/A	Ps.	3,50(3)	4,50 (gas) / 7,00 (gasoil)	N/A	N/A
Modesto Maranzana	Energía Base	CAMMESA	45	N/A	Ps.	3,50(3)	4,50 (gas) / 7,00 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/2007	CAMMESA	90	10 años	USD	21,82	8,00 (gas) / 10,50 (gasoil)	6 años	Jul-2027
Central Térmica Independencia	Res. 220/ 2007	CAMMESA	100	10 años	USD	23,50	7,52 (gas) / 7,97 (gasoil)	6 meses	Dic-2021
Central
Térmica Independencia	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	6 años	Jul-2027
#1
Central
Térmica Independencia	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	6 años y 7 meses	Feb-2028
#2
Central Térmica Ezeiza	Res. 21/2016	CAMMESA	93	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	6 años	Jul-2027
Central Térmica Ezeiza #2	SSE Res. 21/2016	CAMMESA	46.5	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	6 años y 7 meses	Feb-2028
Central Térmica Riojana	Energía Base Res. 220/ 2007	CAMMESA CAMMESA	40 45	N/A 10 años	Ps. USD	3,50(3) 23,00	4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) 11,44 (gas) / 15,34 (gasoil)	N/A 5 años y 11 meses	N/A May-2027
Central Térmica La Banda	Energía Base	CAMMESA	30	N/A	Ps.	3,50(3)	4,50 (gas) / 7,00 (gasoil)	N/A	N/A
Central	Res. 220/ 2007	CAMMESA	116,7	10 años	USD	17,18	10,28 (gas) / 14,18 (gasoil)	1 año	Jun-2022
Térmica Roca	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55	10 años	USD	43,72	5,38 (gas/gasoil)	7 años y 1 mes	Ago-2028
Generación Frías	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55,5	10 años	USD	26,40	10,83 (gas) / 11,63 (gasoil)	4 años y 5 meses	Dic-2025
Generación Rosario	Energía Base	CAMMESA	140	N/A	Ps.	3,50(2)	4,50 (gas) / 7,00 (gasoil)	N/A	N/A

(1) Precio por electricidad vendida.

(2) El combustible es suministrado por CAMMESA.

(3) El precio corresponde al precio promedio ponderado para el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021. Los precios se expresan en Pesos de acuerdo con la Resolución SEE 440/2021 y están convertidos a Dólares Estadounidenses al tipo de cambio vigente el último día de cada mes.

La siguiente tabla presenta un detalle de nuestro EBITDA Ajustado, por marco regulatorio, para los períodos indicados:

Para el	ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2018 EBITDA Ajustado (en miles de USD) % de EBITDA Ajustado 91.302 51% 68.029 38% 8.951 5% 10.741 6%	2019 EBITDA Ajustado (en miles de USD) % de EBITDA Ajustado 120.234 58% 68.410 33% 8.292 4% 10.365 5%	2020
EBITDA Ajustado (en miles de USD) 91.302 68.029 8.951 10.741	EBITDA Ajustado (en miles de USD) 120.234 68.410 8.292 10.365	EBITDA Ajustado (en miles de USD) 107.108 63.538 7.262 3.631	% de EBITDA Ajustado
			59% 35% 4% 2%

Resolución SEE 287/2017

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En 2017, dentro del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, se nos adjudicó un nuevo CCEE con CAMMESA por una capacidad comprometida total de 351 MW que involucró la instalación de 129 MW y 154 MW de capacidad de generación adicional en la Central Térmica Maranzana y la Central Térmica Ezeiza, respectivamente, y la construcción de una nueva central de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. El objetivo de esta licitación pública fue mejorar la eficiencia del sistema de generación, centrándose en los cierres de ciclos existentes y proyectos de cogeneración. En el caso de nuestros proyectos de ampliación, involucra el cierre del ciclo de turbinas actualmente en funcionamiento a ciclo abierto. Para más información, ver “Información de las Co-Emisoras—Expansión de Capacidad” .

Tras el vencimiento de los CCEE en virtud de este marco regulatorio, tenemos previsto que toda la capacidad comprometida será vendida en virtud del marco regulatorio del programa Energía Base.

Ambiente y Sostenibilidad

La gestión ambiental es una prioridad clave en nuestro negocio y nuestras operaciones. Actualmente contamos con todos los permisos y las autorizaciones necesarios para operar el negocio. Consideramos la protección ambiental un área de desempeño y, como tal, las cuestiones ambientales están incluidas entre las responsabilidades de nuestros ejecutivos principales.

Contamos con un Sistema de Gestión Ambiental Corporativo actualmente certificado bajo la norma ISO14001:2015. Asimismo, la Central Modesto Maranzana se encuentra actualmente certificada bajo la norma ISO 9001:2015.

Este sistema de gestión ambiental constituye un marco para garantizar el cumplimiento de las normas ambientales, la legislación aplicable y las autorizaciones ambientales, así como para detectar oportunidades de mejora contante como parte del ciclo “planificar-hacer-verificar-actuar”. Las auditorías constituyen una herramienta útil para evaluar el comportamiento de los trabajadores y el compromiso con nuestra cultura corporativa y detectar contratistas que no adhieren a nuestros compromisos de seguridad y ambientales.

Seguros

Creemos que el nivel de cobertura que mantenemos para nuestros bienes, operaciones, personal y actividades comerciales es razonablemente adecuado para los riesgos que enfrentamos y es comparable con el nivel de cobertura que mantienen otras empresas de dimensiones similares que operan en nuestro sector comercial.

En la actualidad contamos con un paquete de seguros integral que cubre daños a bienes e interrupción de las operaciones. Estas pólizas cubren nuestros activos físicos tales como centrales eléctricas, oficinas, equipos y subestaciones, así como también el costo de interrupción de las operaciones por fallas de equipos, siniestros o sucesos de fuerza mayor. Asimismo nos resulta importante resaltar que todas las centrales del Grupo Albanesi cuentan con la cobertura denominada “Póliza de Caución por Riesgo de Daño Ambiental de Incidencia Colectiva”, dicho seguro cubre la exigencia de garantía ambiental establecida en la Ley General de Ambiente Nº 25.675, Artículo 22, de acuerdo con lo establecido por los organismos de aplicación. También contamos con seguros contra responsabilidad de terceros, entre ellos, seguros contra responsabilidad del empleador y seguro adicional contra daños a bienes y lesiones personales derivados del uso de automotores. A su vez, contamos con seguros contra riesgos relacionados con (i) la construcción, que incluye cobertura de daños a los materiales, demora en la puesta de servicio, cargas marítimas, responsabilidad civil y con (ii) la retro adaptación de nuestras unidades actuales.

Hemos contratado seguros con aseguradoras locales e internacionales, tales como Starr Indemnity & Liability Company, Chubb Argentina de Seguros SA, Federación Patronal, Opción Seguros, Sancor Seguros, Zurich, Sura y La Segunda Seguros.

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Procesos legales

No existe ningún proceso judicial o administrativo en el que nosotros o alguna de nuestras subsidiarias sea parte y que actualmente consideremos de importancia para nuestra empresa.

Descripción del sector en que se desarrolla su actividad

La industria eléctrica en argentina y su regulación

Antecedentes

Hacia 1990, prácticamente toda la industria de energía eléctrica de la Argentina estaba controlada por el sector público. En 1991, el Gobierno argentino inició un proceso de privatización de las compañías estatales de generación, transmisión y distribución de electricidad. En enero de 1992, el Congreso de la Nación Argentina (“Congreso Nacional”) aprobó la Ley 24.065, que junto con la Ley 15.336, sus decretos reglamentarios y normativa complementaria conforma el marco regulatorio de la electricidad (el “Marco Regulatorio de la Electricidad”), el cual, junto con el Decreto 634/1991 y las Ley 23.696 y 23.697, estableció los lineamientos para la reestructuración y privatización del sector eléctrico. El Marco Regulatorio de la Electricidad, que continúa brindando el marco para la regulación del sector eléctrico, diferenció la generación, transmisión y distribución de electricidad como actividades distintas (éstas dos últimas, caracterizadas como servicios públicos), cada una de las cuales estaba sujeta a una normativa específica aplicable a cada segmento.

El objetivo final de la privatización era propender a una reducción de las tarifas que los usuarios pagaban y mejorar la calidad del servicio de suministro en general. El proceso de privatización comenzó en febrero de 1992 con la venta de varias instalaciones importantes de generación térmica y continuó con la venta de los paquetes mayoritarios de compañías que se crearon a tal fin, a las cuales se les dio en comodato la infraestructura de transmisión y distribución y de otras instalaciones de generación hidroeléctrica y termoeléctrica.

Sin embargo, mediante la Ley Nº 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), combinada con la devaluación del Peso y las altas tasas de inflación, tuvo un grave efecto sobre las empresas de servicios públicos en Argentina y las compañías dedicadas a la generación de energía eléctrica. Dado que las empresas de servicios públicos estaban impedidas de incrementar las tarifas, la inflación derivó en disminuciones de sus ingresos en términos reales y el deterioro de su desempeño operativo y situación patrimonial. La mayoría de las empresas de servicios públicos además habían contraído importantes endeudamientos en moneda extranjera bajo el régimen de la Ley de Convertibilidad (tal como se definirá más adelante) y, tras la devaluación del Peso, la carga por el servicio de la deuda de estas empresas sufrió un significativo aumento, lo que forzó a que muchas de éstas suspendieran los pagos de su deuda en moneda extranjera en 2002. Esta situación ocasionó que numerosas empresas transportistas y distribuidoras de electricidad de Argentina pospusieran nuevas inversiones en sus redes.

Por su parte, la imposición de precios topes (Resolución 240/2003), entre otras medidas, también ocasionó graves efectos sobre las empresas generadoras de energía eléctrica.

Para hacer frente a la crisis de electricidad, el Gobierno ha modificado en diversas oportunidades las normas del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) desde el 2002. Estas modificaciones incluyen, entre otras medidas, la imposición de topes en los precios que los distribuidores pagan por la adquisición de energía eléctrica (conforme a la Resolución SE Nº 8/2002) y el requisito de que todos los precios cobrados por las empresas generadoras se calculen sobre la base del precio del gas natural (también regulado por el Gobierno), independientemente del combustible efectivamente utilizado en las actividades de generación (conforme a la Resolución SE Nº 240/2003), lo que conjuntamente generó un importante déficit estructural en la operación del MEM.

En diciembre de 2004, el Gobierno argentino dictó nuevas normas para el mercado eléctrico (conforme a las Resoluciones SE Nº 826/2004, Nº 712/2004 y 1427/2004), para la construcción de dos nuevas centrales de ciclo combinado de 800 MW cada una. Estas dos centrales comenzaron su operación comercial en ciclo abierto durante 2008 y en ciclo combinado durante el primer trimestre de 2010. La construcción se financió en parte con los saldos acreedores de las empresas generadoras, derivados del margen entre el precio de venta de

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energía y el costo variable de generación, que se transfirieron al Fondo Para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el MEM (el fondo para inversiones exigido para aumentar el suministro de electricidad en el MEM, o FONINVEMEM). Las empresas generadoras de electricidad aceptaron la oportunidad de participar en los proyectos del FONINVENEM, conforme a la Resolución SE Nº 1.427/2004.

La construcción de estas nuevas centrales evidenció una decisión del Gobierno argentino de adoptar un papel más activo en la promoción de inversiones en energía en la Argentina. Además de estos proyectos, en abril de 2006 el Congreso Nacional sancionó una ley que autorizó al Gobierno Nacional a crear un fondo especial para financiar mejoras de infraestructura en el sector energético argentino mediante la ampliación de la infraestructura de generación, distribución y transporte de gas natural, propano y electricidad. Las contribuciones a este fondo se realizan a través de cargos específicos trasladados a los clientes como un detalle en sus facturas de energía.

En 2006, la Secretaría de Energía implementó el Programa Energía Plus (en virtud de la Resolución SE Nº 1.281/2006) con el objeto de crear un incentivo y aumentar la generación de electricidad. Los proyectos implementados bajo el Programa Energía Plus no están sujetos a las regulaciones del mercado en materia de precios, sino que estos pueden negociarse libremente entre las empresas generadoras de electricidad y los usuarios.

El Programa Energía Plus buscó aumentar la generación de electricidad y satisfacer la demanda interna. Por tal motivo, CAMMESA requiere que todos los grandes usuarios (con consumos superiores a 300 Kw, en adelante los “GU”) contraten la diferencia entre su demanda actual y la de 2005 a las nuevas empresas de generación bajo el Programa Energía Plus.

Con el objetivo de incrementar el suministro de energía eléctrica, el Gobierno argentino también implementó un programa llamado “Energía Eléctrica Entregada”, a través del suministro de pequeñas centrales térmicas transportables y/o centrales eléctricas móviles (Resoluciones SE 220/2007 y 1836/2007).

El Gobierno nacional continuó implementando diversas medidas para regular la operación del MEM y la de los agentes intervinientes, tales como la Resolución SE Nº 95/2013, en virtud de la cual se fijaron nuevos valores para la remuneración de costos fijos y variables a pagarse a los generadores, cogeneradores y autogeneradores por las ventas de energía, y se agregó una remuneración adicional. Estos valores no se aplicarán a las centrales hidroeléctricas binacionales, a la generación nuclear y a la generación comprendida bajo el marco de contratos regulados por la SE, tales como los contratos celebrados bajo el Programa Energía Plus. Esta resolución establece la suspensión temporaria de nuevos contratos del mercado a término del MEM, excepto los previstos en el artículo 1 de esa resolución, y establece que una vez extinguidos los contratos vigentes en el mercado a término, los GU deben comprar la energía a CAMMESA. La resolución asimismo establece que la gestión comercial y la entrega de combustible a las centrales del MEM se centralizarán en CAMMESA. La Resolución Nº 95/2013 de la SE, modificada por la Resolución Nº 529/2014, ha sido modificada en reiteradas ocasiones con el objetivo de ir actualizando los valores remunerativos de los generadores. La Resolución SE N° 22/2016, Nº 19/2017, luego la Resolución SRRYME N° 1/2019, la Resolución N° 31/2020, y por último, la Resolución N° 440/2021, modificaron el régimen completo de remuneración de generación. Véase “Información de las Co-Emisoras—Normas con Influencia en Generadores Eléctricos” .

En diciembre de 2015, el Gobierno argentino, mediante el Decreto Nº 134/2015, declaró la emergencia del sector eléctrico nacional, vigente hasta el 31 diciembre de 2017. El estado de emergencia permitió al Gobierno Argentino tomar acciones destinadas a garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como instruir al MEyM a desarrollar e implementar, con la colaboración de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y la seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas. A pesar de que el estado de emergencia no fue prorrogado, el Gobierno Argentino continuó interviniendo el sector eléctrico y las medidas que permitan regularizar la situación aún no fueron adoptadas. En dicho contexto se dictaron las Resoluciones SEE 21/2016 y 287/2017.

A fines de 2019 fue promulgada la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva (tal como se define más adelante), que, entre otras medidas, estableció un congelamiento de 180 en las tarifas de energía y gas natural bajo jurisdicción federal, y el relanzamiento de una revisión tarifaria integral o revisión de carácter

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extraordinario, permitiendo la intervención del Poder Ejecutivo en los entes reguladores (ENRE y ENARGAS) por el término de un año. Dicho plazo fue prorrogado hasta el 23 de marzo del 2021 por medio del Decreto 1020/2020, en lo que respecta a la suspensión de aumentos tarifarios en servicios públicos bajo jurisdicción federal, y la intervención del ENRE y el ENARGAS, hasta el 31 de diciembre del 2021. No obstante, a la fecha, dichos entes regulares siguen intervenidos. Con respecto a la suspensión de aumentos tarifarios, en abril del 2021 se han dispuesto aumentos de las tarifas de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en torno al 9%.

Por su parte, en febrero de este año se dictó la Resolución 31/2020 que modificó significativamente el régimen de remuneración previsto en la Resolución 1/2019 y estableció un nuevo esquema de remuneración en Pesos, con importantes reducciones en relación a aquella, y a su vez, estipuló en su Anexo VI un mecanismo de ajuste mensual en función de los índices mayoristas del INDEC. Sin embargo, el Anexo VI nunca fue implementado.

Luego, en mayo del 2021, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 440/2021, que derogó la Resolución 31/2020 antes mencionada. Esta nueva resolución eliminó el factor de ajuste previamente contemplado en la Resolución 31/2020. Asimismo, la Resolución 440/2021 estableció un nuevo esquema de remuneración para los generadores, co-generadores y auto-generadores del MEM que no tengan su energía comprometida bajo un CE. En particular, se modifican los valores de la Resolución 31/2020 y estipuló un aumento de la remuneración de los sujetos mencionados en torno al 29%, retroactivo a febrero de 2021.

Adicionalmente, como respuesta al brote de coronavirus (Covid-19), el 24 de marzo de 2020, el Gobierno argentino dictó el decreto de necesidad y urgencia 311/2020, que estableció que, entre otras empresas, las prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica no podrán disponer la suspensión o el corte de los respectivos servicios a determinados usuarios, en caso de mora o falta de pago de hasta tres facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1 de marzo de 2020, incluyendo a usuarios con aviso de corte en curso. Posteriormente, por medio del Decreto N° 756/2020 se estableció que las prestadoras de los servicios de energía eléctrica, entre otras, no podrán disponer la suspensión o el corte de los respectivos servicios a usuarios en caso de mora o falta de pago de hasta siete facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1 de marzo de 2020. Asimismo, a través de la norma mencionada, se prorrogó el plazo de vigencia del Decreto 311/2020 desde su vencimiento hasta el 31 de diciembre de 2020. Dicho plazo no ha vuelto a ser prorrogado por lo que la medida ya no se encuentra vigente. Adicionalmente, con fecha 9 de marzo de 2021 fue publicada la Resolución N° 58/2021 emitida por el ENRE que estableció la prohibición del corte del servicio eléctrico a usuarios de las distribuidoras Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (“Edenor”) y Empresa Distribuidora Sur S.A. (“Edesur”) por deudas previas al 28 de febrero de 2021 que se hayan originado o agravado durante la vigencia del Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio. Asimismo, a fin de que los usuarios puedan abonar los consumos actuales evitando incurrir en nuevas deudas, se instruyó a las concesionarias a que emitan la liquidación de servicio público incluyendo únicamente los importes correspondientes a los consumos del período, la carga impositiva y, si corresponde, las cargas municipales.

Autoridades Regulatorias

Las principales autoridades regulatorias actualmente a cargo del mercado eléctrico argentino son las siguientes:

(1) la SE; (2) el ENRE, y (3) CAMMESA.

El 11 de diciembre de 2015, por medio del Decreto Nº 13/2015, se modificó la Ley de Ministerios Nº 22.520, creando el Ministerio de Energía y Minería (“ME&M”), el cual absorbía las funciones de la Secretarías de Energía y Minería y entidades descentralizadas que se encontraban bajo la órbita del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (en vigencia a partir del 11 de diciembre de 2015). El 5 de septiembre de 2018, a través del Decreto N° 801/2018, el Gobierno Argentino dispuso el reordenamiento estratégico de ministerios, causando la disolución del ME&M y su transformación en Secretaría de Gobierno de Energía –creada a través del Decreto 802/2018-, la cual quedó dentro de la órbita de control del Ministerio de Hacienda. Con el cambio de administración en el Gobierno Argentino, por medio del Decreto N° 7/2019 de

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fecha 10 de diciembre de 2019, se modificó nuevamente la Ley de Ministerios, creándose el Ministerio de Desarrollo Productivo y disponiendo bajo su órbita a la Secretaría de Energía de la Nación. Por último, por medio del Decreto N° 706/2020 de fecha 29 de agosto de 2020, se modificó la Ley de Ministerios, disponiendo bajo la órbita del Ministerio de Economía a la Secretaría de Energía de la Nación.

De acuerdo con lo previsto en el Decreto N° 50/2019 (Modificado por Decreto N° 804/2020), las funciones de la SE son:

Intervenir en la elaboración y ejecutar la política energética nacional;
Entender en los planes, programas y proyectos del área de su competencia;
Intervenir en la elaboración y fiscalización del régimen de combustibles y entender en la fijación de sus precios, cuando así corresponda;
Intervenir en la elaboración de las políticas y normas de regulación de los servicios públicos del área energética, en la supervisión de los organismos y entes de control de los concesionarios de obra o de servicios públicos, así como en la elaboración de normas de regulación de las licencias de servicios públicos aplicables a los regímenes federales en materia energética;
Ejercer las funciones de autoridad de aplicación de las leyes que regulan el ejercicio de las actividades en materia energética;
Entender en la elaboración de estructuras arancelarias en materia de energía;
Entender en el diseño y ejecución y, asistir en la elaboración de la política de reembolsos y reintegros a la exportación;
Asistir al/a la Ministro/a en la investigación y desarrollo tecnológico en las distintas áreas de energía;
Ejercer las atribuciones otorgadas a los órganos del Estado Nacional en la Ley N° 27.007
Dirigir la representación en las empresas del sector energético, donde posee participación accionaria y ejerza la tenencia accionaria;
coordinar la gestión de los directores que representan al Estado Nacional en aquellas empresas del sector energético con participación estatal en el ámbito de la jurisdicción;
Promover la aplicación de la política sectorial fomentando la explotación racional de los recursos y la preservación del ambiente;
Promover la utilización de nuevas fuentes de energía, la incorporación de oferta hidroeléctrica convencional y la investigación aplicada a estos campos;
Asistir en la celebración de los acuerdos de cooperación e integración internacionales e interjurisdiccionales en materia energética en los que la Nación sea parte, y supervisar su ejecución;
Entender en el diseño y la ejecución de la política de relevamiento, conservación, recuperación, defensa y desarrollo de los recursos naturales en el área de energía. Ejercer la representación de la Secretaría en el Consejo Federal de la Energía Eléctrica;
Entender en la definición de la política nuclear, en todo lo relacionado con los usos pacíficos de la energía nuclear o fuentes radiactivas, el ciclo de combustibles, la gestión de residuos radiactivos, el desarrollo e investigación de la actividad nuclear, y en particular lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica;
Ejercer el control tutelar del ENRE y el ENARGAS. Entender en la elaboración, ejecución y control de las políticas energéticas de la Nación, tendiendo al aprovechamiento, uso racional y desarrollo de los recursos;
Propiciar y celebrar convenios con entidades públicas y privadas y participar en las negociaciones con organismos nacionales e internacionales en materia de energía.

El ENRE es un organismo autárquico creado por Ley Nº 24.065, cuyas facultades regulatorias y jurisdiccionales, incluyen, entre otras:

exigir el cumplimiento del Marco Regulatorio de la Electricidad;
dictar los reglamentos a los que deben ajustarse los agentes del MEM;

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controlar la prestación de servicios eléctricos y exigir el cumplimiento de los términos y condiciones de las concesiones;
supervisar el cumplimiento de adoptar las normas aplicables a las empresas de generación, transporte y distribución, y a los usuarios de electricidad y otras partes relacionadas, en relación con la seguridad, procedimientos técnicos, medición y facturación de consumos eléctricos, interrupción y reconexión de suministro, acceso de terceros a las instalaciones utilizadas en la industria de la electricidad y calidad de los servicios ofrecidos;
prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas y discriminatorias entre participantes de la industria de la electricidad,
aplicar sanciones por violación de concesiones y otras reglamentaciones relacionadas, y
realizar el arbitraje de conflictos entre los participantes del sector eléctrico.

Habitualmente, el ENRE opera bajo la administración de un directorio integrado por cinco miembros designados por el Gobierno Argentino. Dos de los miembros son propuestos por el Consejo Federal de la Energía Eléctrica (“CFEE”). El CFEE se financia con un porcentaje de los ingresos percibidos por CAMMESA por cada MWh vendido en el mercado. El sesenta por ciento (60%) de los fondos percibidos por el CFEE se reserva para el Fondo Subsidiario para Compensaciones Regionales de Tarifas a Usuarios Finales, del cual el CFEE distribuye fondos a las provincias que cumplieron con ciertas disposiciones tarifarias específicas. El cuarenta por ciento (40%) restante se invierte en el desarrollo de servicios eléctricos en el interior del país de l.

La Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva N° 27.541 (la “Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva”), que declaró la emergencia pública en materia tarifaria y energética (entre otras), delegó en el Poder Ejecutivo Nacional una variedad de funciones para cumplir con los objetivos previstos en la norma. Entre ellas facultó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente al ENRE por el término de un año.

En consecuencia, mediante el Decreto Nº 277/2020, del 17 de marzo de 2020, se ordenó la intervención del ENRE hasta el 31 de diciembre de 2020 y se dispuso la suspensión de las funciones de los miembros del directorio a partir de su entrada en vigencia. Se designo cómo interventor a José Basualdo Richards, quien luego, en diciembre del 2020, fue reemplazado en sus funciones por María Soledad Marín.

Posteriormente por Decreto N° 1020/2020 del 16 de diciembre de 2020 se prorrogó por un año más la intervención del ENRE, plazo que, formalmente, finalizó el 31 de diciembre de 2021. Sin embargo, a la fecha, el ENRE continua bajo intervención.

CAMMESA es una sociedad anónima sin fines de lucro creada por el Decreto Nº1192/1992, sobre la base de la figura del Despacho Nacional de Cargas, según lo previsto en el artículo 35 de la Ley Nº 24.065 cuya función es coordinar técnica y administrativamente la oferta y la demanda de energía eléctrica dentro de un sistema de operación en tiempo real, centralizando y procesando la información producida por los agentes del MEM. CAMMESA es responsable del despacho y la operación de la red nacional y la gestión de las transferencias económicas en el MEM. Sus accionistas poseen una participación del 20% cada uno y son los siguientes (i) Estado Nacional; (ii) la asociación que representa las empresas de generación; (iii) la asociación que representa las empresas de transmisión; (iv) la asociación que representa las empresas de distribución; y (v) la asociación que representa los GU.

La Secretaría de Energía posee y ejerce los derechos de las acciones estatales de CAMMESA por intermedio de la SE. Actualmente, el señor Darío Martínez, Secretario de Energía, es el presidente y director de CAMMESA.

A pesar de que CAMMESA no es una compañía con participación mayoritaria estatal; (i) generalmente recibe los fondos del Estado, (ii) tiene un propósito público; y (iii) numerosas decisiones se toman a base a las instrucciones de la SE. A partir de la Resolución SE 2022/2005, CAMMESA está sujeta, por parte de la SE, a (i) instrucciones regulatorias; (ii) mandatos regulatorios; y (iii) instrucciones por cuenta y orden.

CAMMESA funciona como la entidad encargada de despacho, y es responsable por el despacho de energía y el funcionamiento de la red, así como el manejo de las transacciones económicas del MEM. En este sentido, actúa principalmente como intermediario al recolectar las sumas de dinero de los deudores del sistema (es decir, de distribuidores y GU) y los entrega a los acreedores (es decir, los generadores). Por lo general, lo

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obtenido de distribuidores y GU no es suficiente para pagar las deudas, por lo tanto, el Gobierno Nacional cancela las deudas a través de fondos gubernamentales y subsidios. Asimismo, esta compañía interviene en la compraventa de energía eléctrica en el extranjero; compra y administra combustibles para los generadores del MEM (de acuerdo con el artículo 8 de la Resolución SE Nº 95/2013 y el artículo 4 de la Resolución SE Nº 529/2014 y sus modificatorias); controla la operación del mercado a término en base a las necesidades y con el fin de optimizar el uso de la energía; y se encarga del envío de electricidad al Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), maximizando la seguridad y calidad de la electricidad y minimizando los precios.

CAMMESA es administrada por un directorio formado por representantes de sus accionistas. El directorio de CAMMESA está compuesto por diez directores titulares y diez directores suplentes. Cada una de las asociaciones que representan a las empresas de generación, transmisión y distribución y a los GU tiene derecho a designar a dos directores titulares y dos directores suplentes de CAMMESA. Los otros directores de CAMMESA son el director de la SE, quien es a su vez presidente del directorio en virtud de la delegación de la SE, y un miembro elegido conjuntamente entre la SE y los representantes a las empresas de generación, transmisión y distribución y a los GU, que actúa como vicepresidente. Las decisiones adoptadas por el directorio requieren el voto favorable del presidente del directorio. Los costos operativos de CAMMESA se financian a través de aportes obligatorios de los agentes del MEM.

Facultades regulatorias de las provincias

Las provincias pueden regular los sistemas eléctricos bajo jurisdicción provincial, dentro de sus respectivos territorios, y son las autoridades de aplicación a cargo de otorgar y controlar las concesiones de distribución de electricidad provincial dentro de sus territorios. No obstante, si un participante del sector eléctrico provincial se conecta al SADI, también debe cumplir con reglamentaciones federales. En términos generales, las provincias adhieren a los lineamientos regulatorios federales y establecen instituciones similares (excepto por el rol de CAMMESA). Por otra parte, es muy poco habitual que existan sistemas eléctricos provinciales aislados y la mayor parte de los actores provinciales se conectan al SADI y compran y venden electricidad en el MEM.

Participantes Clave

La Ley Nº 24.065 enunció a los participantes clave que interactúen en el MEM. Los generadores, transportistas, distribuidores y grandes usuarios son agentes del MEM. Los comercializadores son considerados participantes, si bien no alcanzan la categoría de agente del MEM. la generación de energía eléctrica es calificada como una actividad de interés general en la medida que esté afectada al servicio público de transmisión y distribución de electricidad, pero realizada en el marco de un mercado competitivo. En tal sentido, de acuerdo con el Decreto 1398/1992, la actividad de generación de energía eléctrica, por responder al libre juego de la oferta y la demanda, debe ser sólo regulada en aquellos aspectos y circunstancias que afecten el interés general.

Generadores

Los generadores son empresas que operan y son dueños de centrales de generación de electricidad y que venden su producción ya sea en forma parcial o total a través del SADI.

Dentro del MEM la actuación de un Generador es: (a) Física, como responsable de la operación central; (b) Comercial, como vendedor en el Mercado Spot y en el Mercado a Término de su capacidad de producción de energía y potencia, debiendo pagar las deudas que resulten en el MEM de esta comercialización, tales como las compras que efectúe en el Mercado Spot para cumplir con ventas contratadas en el Mercado a Término, los cargos de transporte, y el cargo por gastos del Organismo Encargado del Despacho (“OED”), y recibiendo los ingresos que resulten de esta comercialización.

Por su parte, los generadores están sujetos a las normas de programación y despacho establecidas en las resoluciones y administradas por CAMMESA. Los generadores privados también pueden acceder a contratos directos con distribuidores o con GU. Sin embargo, esta posibilidad fue suspendida por la Resolución SE Nº 95/2013, que aún está vigente, con excepción del Programa de Energía Plus y los contratos de suministro de energía renovable. Al 30 de junio del 2021, la potencia instalada de Argentina reportada por CAMMESA es

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de 42.453 MW. Por otro lado, en 2019, las empresas de generación térmica generaron 87.727 GWh (64%), las empresas de generación hidroeléctrica generaron 40,296 GWh (29%), las empresas de generación nuclear generaron 6.453 GWh (5%) y las de generación de energía renovable generaron 3.350 GWh (2%). En 2020, por otra parte, las empresas de generación térmica generaron 82,336 GWh (61,4%), las empresas de generación hidroeléctrica generaron 29,093 GWh (21,7%), y las renovables, 12,737 GWh (9,5%). En 2019, las importaciones ascendieron a 2,746 GWh y las exportaciones a 261.2 GWh. Por su parte, en 2020, la importación decreció comparativamente al 2019, a 1,204 GWh, y la exportación aumentó a 3,089 GWh.

Los generadores de energía eléctrica cuya fuente es térmica (generación por gas natural, líquidos derivados del petróleo como gasoil y fuel oil, o carbón) no necesitan una concesión del Poder Ejecutivo Nacional para funcionar, en tanto que los generadores cuya fuente es hidráulica sí necesitan una concesión del Poder Ejecutivo Nacional, en tanto se trate del aprovechamiento de las fuentes de energía hidroeléctrica de los cursos de agua pública cuando la potencia normal que se conceda exceda de 500 kilovatios. A pesar de que las provincias son las dueñas del río en cuestión, es el Estado nacional quien tiene jurisdicción sobre aquel en todo lo atinente a su aprovechamiento hidroeléctrico.

Términos típicos incluidos en estos acuerdos de concesión incluyen, entre otros: derecho a usar los recursos e instalaciones hídricas por un plazo determinado (por ej., 30 años) cuando el dique es propiedad del Estado Nacional o cualquier gobierno provincial y la opción a favor del concedente de extender o renovar el plazo de la concesión por una cantidad determinada de años. Por lo general, el concesionario efectúa un pago inicial al Gobierno Nacional o al provincial por única vez a cambio de los derechos otorgados en la concesión y paga periódicamente un canon y/o regalías al respectivo gobierno de la provincia en la que está situado el río, a cambio del uso de este recurso hídrico. Normalmente, estos cánones periódicos varían según la energía generada.

Transportistas

El transporte de energía eléctrica es una actividad caracterizada como servicio público. Las empresas transportistas tienen una concesión del Estado Nacional para transportar energía eléctrica desde el punto de suministro mayorista hasta los distribuidores. La actividad de transporte en la Argentina está subdividida en dos sistemas: el Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Alta Tensión (“STEEAT”), que opera a 500 kV y transporta energía eléctrica entre regiones, y el sistema de distribución troncal (“STEEDT”), que opera a 132/220 kV y conecta a los generadores, distribuidores y GU dentro de la misma región. La Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (“Transener”) es la única compañía a cargo del STEEAT, y existen seis compañías regionales dentro del STEEDT (Litsa, Transnoa, Transnea, Transpa, Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A. (“Transba”) y Distrocuyo). Además de estas compañías, existen compañías transportistas independientes que operan en virtud de una licencia técnica otorgada por las compañías del STEEAT o del STEEDT.

Los servicios de transporte y distribución se llevan a cabo a través de concesiones. Las empresas de transporte tienen a su cargo la operación y el mantenimiento de sus redes, pero no son responsables de la ampliación del sistema. Las concesiones de transporte operan de conformidad con estándares técnicos, de seguridad y confiabilidad establecidos por el ENRE. Se aplican multas cuando la empresa concesionaria de transporte no cumple con estos criterios, especialmente aquellos relativos a cortes de suministro y tiempo de inutilización de la red de suministro. Las empresas generadoras sólo pueden construir líneas para conectarse a la red de suministro. Los usuarios pagan por la nueva capacidad de transporte contratada por ellos o en su nombre. El ENRE debe llevar a cabo un proceso de audiencia pública para estos proyectos, y luego emitir un “Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública”. Las redes de transporte o distribución conectadas a un sistema integrado deben brindar libre acceso a todos aquellos terceros que quieran ingresar al SADI siempre y cuando cumplan con el sistema regulado de tarifas a menos que exista una restricción de capacidad.

Distribuidores

La distribución de energía eléctrica también es una actividad caracterizada como servicio público. Los distribuidores son empresas que poseen una concesión para distribuir energía eléctrica a los usuarios finales, y deben suministrar toda la demanda de electricidad en su área de concesión exclusiva, por una tarifa (VAD) y en virtud de condiciones establecidas en el Marco Regulatorio de la Electricidad y su respectivo contrato de

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concesión. Los contratos de concesión incluyen multas en caso de falta de suministro. Las tres compañías de distribución que se desprendieron de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (“SEGBA”) (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (“Edenor”), Empresa Distribuidora de Energía Sur S.A. (“Edesur”) y Empresa Distribuidora La Plata (“Edelap”) representan más del 41% del mercado de energía eléctrica en la Argentina. Sólo unas pocas compañías de distribución (Empresa Provincial de Energía de Córdoba, Empresa de Energía de Santa Fe y Energía de Misiones) permanecen en manos de gobiernos provinciales y cooperativas. Por su parte, Edelap fue transferida a la jurisdicción de la Provincia de Buenos Aires.

El Organismo de Control de Energía Eléctrica de la Provincia de Buenos Aires (“OCECBA”) supervisa el cumplimiento por parte de los distribuidores de la Provincia de Buenos Aires, incluidos Eden, Edes y Edea, así como los distribuidores municipales, de las disposiciones de sus respectivos contratos de concesión.

Se otorgaron concesiones de distribución y venta minorista, con términos específicos para el concesionario establecidos en el contrato. Los períodos de concesión se dividen en “períodos de administración” que le permiten al concesionario abandonar la concesión en determinados intervalos.

Grandes Usuarios del MEM

El MEM clasifica a los grandes usuarios de energía en tres categorías: (1) Grandes Usuarios Mayores (“GUMA”), (2) Grandes Usuarios Menores (“GUME”) y (3) Grandes Usuarios Particulares (“GUPA”).

Cada una de estas categorías de usuarios tiene diferentes necesidades en lo que respecta a las compras para satisfacer su demanda de energía. Por ejemplo, los GUMA están obligados a comprar el 50% de su demanda a través de contratos de abastecimiento y el resto en el mercado spot, mientras que los GUME y GUPA están obligados a comprar la totalidad de su demanda a través de contratos de abastecimiento.

Comercializadores

Por último, la Ley Nº 24.065 considera la existencia de los comercializadores, quienes realizan la compra o venta de energía eléctrica para terceros y por cuenta y orden de terceros en el MEM.

Recién a través del Decreto 186/1995 el Poder Ejecutivo Nacional reconoció la calidad de participante del MEM a (artículo 5°): (i) las empresas que obtengan autorización de la SE para comercializar la energía eléctrica proveniente de interconexiones internacionales y emprendimientos binacionales; (ii) las empresas que, sin ser agentes del MEM, comercialicen energía eléctrica en bloque; y (iii) las empresas que, sin ser agentes del MEM, exploten instalaciones utilizadas en Función de Vinculación Eléctrica, también denominada Función Técnica de Transporte de Energía Eléctrica. A través de la Resolución N° 21/1997, el entonces Secretario de Energía y Puertos reguló el ingreso de participantes del MEM, y el régimen de comercialización del MEM (actualmente Anexos 31 y 32 de los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios) que -entre otras- cosas establece para actuar como comercializador del MEM es necesario no ser agente reconocido del MEM. El comercializador puede realizar transacciones en el MEM una vez que adquiera la calidad de participante del MEM (artículo 1°, Decreto N° 186/1995). La actuación del comercializador dentro del MEM se limita a la compra y venta de energía eléctrica, por cuenta propia o por mandato, producida y consumida por terceros. El comercializador puede intervenir en las operaciones comerciales del MEM pero no en las operaciones físicas. La empresa habilitada expresamente como Comercializador del MEM puede llevar a cabo las siguientes funciones dentro del MEM: (i) comercialización de generación; (ii) comercialización de demanda; (iii) comercialización de importación y exportación; (iv) comercialización de regalías.

Límites y restricciones

A los fines de preservar la competencia en el mercado de la electricidad, los participantes del sector de electricidad se encuentran sujetos a restricciones verticales y horizontales, dependiendo del segmento del mercado en el cual operan.

Restricciones verticales

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Las restricciones verticales se aplican a empresas que tienen la intención de participar simultáneamente en distintos sub-sectores del mercado de la electricidad. Estas restricciones verticales fueron impuestas por la Ley Nº 24.065 y se aplican de modo diferente dependiendo de cada sub-sector de la siguiente manera:

Generadores

(i) En virtud del artículo 31 de la Ley Nº 24.065, ningún generador, ni ninguna de sus empresas controladas o controlantes, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista o controlante de una empresa transportista; y
(ii) En virtud del artículo 9 del Decreto Nº 1.398/1992, dado que una empresa distribuidora no puede ser propietaria de unidades de generación, el titular de unidades de generación no puede ser propietario de concesiones de distribución. Sin embargo, los accionistas del generador de electricidad pueden ser propietarios de una entidad que sea titular de unidades de distribución, ya sea por sí o a través de otra entidad creada a fin de ser propietaria o controlante de unidades de distribución.

Transportistas

(i) En virtud del artículo 31 de la Ley N° 24.065, ninguna empresa transportista, ni ninguna de sus empresas controladas o controlantes, podrá ser propietaria o accionista mayoritaria o controlante de una empresa de generación;
(ii) En virtud del artículo 31 de la Ley N° 24.065, ninguna empresa transportista, ni ninguna de sus empresas controladas o controlantes, puede ser propietaria o accionista mayoritaria o controlante de una empresa de distribución; y
(iii) En virtud del artículo 30 de la Ley N° 24.065, las empresas transportistas no pueden comprar ni vender energía eléctrica.

Distribuidores

(i) En virtud del artículo 31 de la Ley N° 24.065, ninguna empresa de distribución, ni ninguna de sus empresas controladas o controlantes, puede ser propietaria o accionista mayoritaria o controlante de una empresa transportista; y
(ii) En virtud del artículo 9 del Decreto N° 1.398/1992, una empresa de distribución no puede ser propietaria de unidades de generación. Sin embargo, los accionistas de la empresa distribuidora de electricidad pueden ser propietarios de unidades de generación, ya sea por sí o a través de cualquier otra entidad creada a fin de ser propietaria o controlante de unidades de generación.

Definición de control

El término “control” mencionado en el artículo 31 de la Ley N° 24.065 (que establece restricciones verticales), no se encuentra definido en el Marco Regulatorio de la Electricidad. El artículo 33 de la Ley General de Sociedades establece que “ se consideran sociedades controladas aquellas en que otra sociedad, en forma directa o por intermedio de otra sociedad a su vez controlada: (1) posea participación, por cualquier título, que otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social en las reuniones sociales o asambleas ordinarias; o (2) ejerza una influencia dominante como consecuencia de acciones, cuotas o partes de interés poseídas, o por los especiales vínculos existentes entre las sociedades. ” No obstante, no podemos asegurar que los entes reguladores de la electricidad aplicarán este estándar de control al implementar las restricciones descriptas precedentemente.

El marco regulatorio descripto precedentemente prohíbe la titularidad o el control en forma simultánea de (1) empresas de generación y de transporte, y (2) empresas de distribución y de transporte.

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Restricciones horizontales

Además de las restricciones verticales descriptas precedentemente, las empresas de distribución y transmisión se encuentran sujetas a restricciones horizontales, tal como se describió más arriba.

Transportistas

(i) De conformidad con el Artículo 32 de la Ley N° 24.065, dos o más empresas transportistas pueden fusionarse o consolidarse en un mismo grupo empresario sólo si hubieren obtenido la autorización expresa del ENRE. Dicha aprobación también es necesaria cuando una empresa transportista pretende adquirir acciones de otra empresa de transporte de electricidad;
(ii) En virtud de los contratos de concesión que rigen los servicios prestados por las empresas privadas que operan líneas de transporte con una capacidad mayor a 132Kw y menor a 140Kw, el servicio es prestado por el concesionario en forma exclusiva en ciertas áreas indicadas en el contrato de concesión; y
(iii) En virtud de los contratos de concesión que rigen los servicios prestados por la empresa privada que opera los servicios de transporte de alta tensión con una capacidad igual o mayor a 220 Kw, la empresa debe prestar el servicio en forma exclusiva y tiene derecho a prestar el servicio en todo el país, sin restricciones territoriales.

Distribuidores

(i) Dos o más empresas de distribución pueden fusionarse o consolidarse en un mismo grupo económico sólo si hubieren obtenido la autorización expresa del ENRE. Dicha aprobación también es necesaria cuando una empresa de distribución pretende adquirir acciones de otra empresa de transporte o distribución de electricidad; y
(ii) En virtud de los contratos de concesión que rigen los servicios prestados por empresas privadas que operan las redes de distribución, el servicio es prestado por el concesionario en forma exclusiva en ciertas áreas indicadas en el contrato de concesión.

Estructura Energética Argentina

Características estructurales del Sector Energético

La demanda y consumo energético en la Argentina mantiene un coeficiente de correlación positivo con el Producto Bruto Interno, que significa que a mayor crecimiento económico la demanda energética consolidada de todos los productos energéticos también se incrementa. El crecimiento histórico del consumo energético tuvo un promedio anual de 2.7% en los últimos 61 años, con una media de 0.3% anual desde 2002.

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En 2018 la recesión económica – con contracción de -2.6% respecto al buen nivel económico de 2017 - y meses de verano con temperaturas inferiores a las del año previo, tuvieron impacto en la demanda de energía que se redujo 6.0% respecto a 2017. En 2019 pese a la nueva caída del PBI de -2.1% respecto a 2018, mostró un incremento en el consumo energético de 2.2% respecto a 2018, influido por tarifas de gas y electricidad

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congeladas desde inicios de año, y precios de combustibles congelados desde agosto 2019.Las primeras estimaciones no oficiales para 2020 con la crisis económica fundamentalmente debido a las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuestas por el DNU N°297/2020 ante el brote de Covid 19 – una fuerte contracción económica estimada en -12.0% por varias consultoras especializadas -, podría mostrar una reducción también histórica en el consumo energético que se calcula en torno a -8.7%, pese a las bajas temperaturas del invierno en relación al invierno 2019.La información aquí presentada es realizada en base a los informes mensuales y anuales publicados por CAMMESA y la Secretaría de Energía.

Las reducciones en el consumo energético interanuales se producen en un marco de ya casi 10 años de estancamiento económico. En los últimos cuatro años este estancamiento económico estuvo adicionalmente influido por el proceso de fuerte recomposición tarifaria de gas y electricidad. Este proceso de readecuación tarifaria reduce la cifra de crecimiento de consumo energético, probablemente en un efecto transitorio hasta que el país retome un crecimiento económico sostenido.

El crecimiento del consumo energético en varios años de la primera década del siglo XXI fue resultado de un crecimiento económico elevado, que no fue motorizado tanto por un crecimiento del consumo del sector Industrial sino preponderantemente por los sectores Residencial y Comercial en su demanda de diversos productos energéticos, como se advierte en los parámetros del consumo gasífero, de naftas y especialmente de electricidad. El estancamiento económico en que se ha desenvuelto la economía argentina desde 2011, redujo las tasas de crecimiento del consumo energético que se habían mostrado importantes y por sobre la media histórica entre 2003 y 2011, incluidos por los bajos niveles tarifarios que probaron ser insostenibles para la economía argentina.

La elasticidad del consumo energético en relación al PBI en los últimos dos ciclos político-económicos es menor a décadas anteriores. Las restricciones a la demanda energética por insuficiente suministro, y la necesidad de importar energía para complementar la oferta doméstica, tuvieron impacto en la economía y en el sector Industrial en particular. Si a futuro el desarrollo industrial se verificara, la necesidad de abastecimiento energético será creciente.

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PERÍODO HISTÓRICO- CONSUMO ELASTICIDAD
PBI ANUAL
ECONÓMICO ENERGÉTICO ENERGÍA/PBI
1959-2020 2.1% 2.5% 1.19
1959-1969 4.6% 5.7% 1.24
1970-1981 1.6% 3.1% 1.94
1982-1989 -0.3% 1.7% 5.67
1990-2001 3.4% 3.1% 0.91
2002-2020 2.2% 0.3% 0.14
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Las restricciones de abastecimiento de productos energéticos como el gas natural en el último ciclo de crecimiento económico hasta 2011 y relativamente moderado crecimiento de demanda energética en términos amplios, se deben a problemas en la oferta de estos productos energéticos, y a un crecimiento de la demanda del segmento Residencial-Comercial en un contexto de recuperación industrial de pequeña y mediana relevancia más que grandes consumidores energéticos.

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La estructura del consumo primario energético en la Argentina es dependiente de los hidrocarburos, con 86.8% en 2016, 86.5% en 2017, 85.8% en 2018, 86.1% en 2019 y estimado en 85,4% para 2020 por el importante avance relativo de fuentes renovables en abastecimiento eléctrico. Este porcentaje de fuentes de origen fósil se ha reducido levemente en los últimos años por la obligación impuesta a los refinadores que abastecen combustibles de incorporar porcentajes crecientes de biodiesel y bioetanol en su producción de combustibles fósiles como gas oil y naftas, como también en fuentes de origen renovable para generación eléctrica especialmente en 2019 y 2020.

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La característica estructural de tan alta dependencia de derivados del petróleo y del gas natural se da usualmente en pocos países, fundamentalmente en aquellos que poseen grandes reservas de petróleo y gas. Si bien la Argentina no posee grandes reservas convencionales de petróleo y gas natural con relación a su demanda interna, posee potencial relevante en recursos no convencionales de gas y petróleo. Por la naturaleza, característica y costo de las inversiones necesarias, existe dificultad de modificar la estructura de consumo primario energético en el corto plazo pese a lo cual igualmente, los diferentes Gobiernos se han impuesto objetivos ambiciosos de incremento de fuentes renovables en el abastecimiento energético, que ya encuentran limitaciones de transmisión eléctrica. La elevada dependencia del gas natural - 54,9% en 2020 -, fluctúa anualmente en función de las cantidades importadas de gas natural, de gas natural licuado (“GNL”) y de producción local para satisfacer la demanda. A pesar de la mayor producción local que se manifestó plenamente en el invierno de 2018 y especialmente en 2019, y de las importaciones de gas y GNL desde Bolivia, la demanda potencial de gas natural se encuentra parcialmente insatisfecha en invierno en el segmento industrial y en el segmento de generación termoeléctrica. En el invierno 2020 se manifestó una situación de mayor déficit de oferta por la considerable reducción de oferta local de gas.

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Los países de la región no poseen una estructura tan sesgada a los hidrocarburos, aunque sí en el promedio mundial y en Estados Unidos, por ejemplo.

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El Consumo Energético Final en la Argentina – neto de pérdidas y de 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.

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Como síntesis, pueden detallarse las siguientes características particulares de la demanda y oferta energética en la Argentina: (i) 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 GNL de África, o Venezuela; y (ii) la particularidad que aproximadamente el 55 % del consumo primario interno de energía, se basa en gas natural con una penetración en el consumo – a pesar de las restricciones a la demanda potencial de este producto energético en invierno, 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 que tienen grandes producciones excedentes de gas natural.

En adición a lo expuesto, se destacan las siguientes características:

Tendencia de recuperación en la oferta energética local en consonancia con el mantenimiento de la tendencia de estancamiento de la demanda interna, que en 2018 y 2019 mitigó los problemas de insatisfacción a la demanda -, ya que el incremento de inversiones de los últimos años permitió una mejora en el abastecimiento por mayor oferta interna.

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Reducción en la oferta energética local en gas natural y petróleo durante el 2020, en consonancia con reducción adicional de la demanda interna tras años de estancamiento. La fuerte reducción de la oferta de hidrocarburos revirtió la recuperación evidenciada en 2018 y especialmente en 2019, que había permitido reducir la demanda insatisfecha. La reducción de inversión afectada por la crisis económica y sanitaria, llevó a la implementación de un plan de incentivos a la producción de gas lanzado a fin de 2020, que permite anticipar una detención del proceso de caída productiva.
Demanda menor a la tendencia histórica en 2020 en los segmentos Industrial, Transporte y Comercial tanto en gas natural como en energía eléctrica, por la crisis económica y medidas de aislamiento. El congelamiento tarifario que se extiende desde inicios de 2019, permitió una recuperación de demanda Residencial. Un congelamiento de tarifas de gas y electricidad dispuesto mediante Decretos de Necesidad y Urgencia de diciembre 2019 – y que se renovaron durante el 2020 -, podría volver a reiterar el comportamiento de incremento de demanda si la economía se recupera en 2021 como proyectan los especialistas.

Estructura de demanda y suministro de energía eléctrica

Esta Sección analiza la situación y perspectivas de la oferta y demanda eléctrica, principalmente en lo vinculado a un consumidor industrial.

Estructura de la Oferta Eléctrica en la Argentina

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.

CAMMESA reporta la existencia de 42.453 MW nominales instalados y habilitados comercialmente a junio del 2021.

Una característica importante es que las incorporaciones son de equipamiento nuevo, por lo cual poseen disponibilidad efectiva elevada, y por tanto la potencia disponible operativa estimada en el verano 2020/2021 se encontraba en torno a 32.000 MW, incluyendo una reserva rotante del orden de 1.900 MW, con diversas unidades térmicas en mantenimiento y con limitaciones de combustibles, en adición a la baja disponibilidad técnica del parque nuclear y menor hidraulicidad en represas hidroeléctricas por grave sequía. Se estima que en condiciones promedio como la que prevaleció durante 2020, la disponibilidad se acerca a 33.000 MW.

A diferencia de 2017 y 2018 en que se incorporó una cantidad importante de unidades pequeñas de motores y unidades TG en respuesta a la contratación lanzada por la Resolución 21/2016, en 2019 comenzaron a incorporarse cierres de ciclos combinados o unidades TV en ciclos de cogeneración como el de CT Renova bajo Resolución 287/2017. En 2019 ingresaron unidades TG por solo 159 MW comparado con 1.254 MW en 2018; en 2020 se redujo el parque de unidades TG en 1.097 MW principalmente por cierre de ciclos abiertos a ciclos combinados bajo la Resolución 287/2017. En 2019 se habían incorporado 210 MW en cierre de ciclos combinados comparado con 598 MW en 2018, y en 2020 el incremento fue sustancial con la adición de 1.875 MW en esta categoría de potencia.

En 2019 se produjo el ingreso sustancial de 1.128 MW nominales de fuentes renovables – principalmente eólicas - comparado con 709 MW en 2018, y en 2020 a pesar de restricciones operativas en la construcción, se incorporaron otros 1.407 MW renovables principalmente eólicas. No hubo incorporación de potencia nuclear, y la potencia nominal de centrales hidroeléctricas mejoró en 22 MW en 2019 y otro tanto en 2020 por repotenciación de algunos turbo grupos.

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Las restricciones financieras del Estado condicionan el ritmo de incorporación de centrales hidroeléctricas y nucleares, debido a su elevado monto de inversión y largos plazos de ejecución. Las recurrentes crisis fiscales del Estado obligan a demoras y/o cancelaciones de estos grandes proyectos. Por esta razón, sucesivos gobiernos optan por favorecer la incorporación de unidades de generación termoeléctrica de menor monto de inversión y plazo más corto de incorporación, aunque requiriendo el consumo de combustibles líquidos y gaseosos. Como usualmente la producción de estos combustibles existió en forma previsible y creciente en la Argentina – como vuelve a suceder actualmente tras la confirmación de la explotación comercial de tight y shale gas -, su provisión no representaba necesariamente un inconveniente restrictivo en el pasado. No obstante, esta política de incorporación de generación termoeléctrica encontró crecientes restricciones de provisión de combustibles fósiles de producción local entre 2004 y 2014, en particular gas natural.

La crisis económica de 2002 aceleró aún más el vuelco a centrales termoeléctricas dado su menor monto de inversión nominal y menor plazo de puesta en operación. Durante la etapa de iniciativa e inversión privada tras la transformación del sector eléctrico en la década del 90, los inversores privados concentraron sus decisiones en generación termoeléctrica, casi sin excepción. Tras la crisis del régimen regulatorio del Sector Eléctrico en el 2002, las inversiones continuaron preponderantemente con intervención del Estado, expandiendo la oferta en generación termoeléctrica. También el Estado reanudó en el 2004 las obras de la central hidroeléctrica Yacyretá, que a la fecha del presente Prospecto fue completada – aunque su operación fuera de condiciones de diseño llevó a daño parcial en sus 20 turbo grupos -, y de la central nuclear Atucha II que estaba suspendida desde la década del 80 y fue completada por la Administración entre 2002 y 2015.

La administración del anterior presidente Macri entre 2016 y 2019 lanzó un programa agresivo de contratación de nueva potencia y generación, tanto de fuente termoeléctrica como también de fuentes renovables. La incorporación de oferta se logró mediante contratos de disponibilidad de potencia y remuneración de despacho de energía para el caso de unidades térmicas, y de compra de la energía disponible en el caso de unidades de generación eólica, solar, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas.

Los datos de las tablas siguientes destacan la oferta instalada nominal de generación de cualquier origen, localizadas en el territorio nacional, independiente del hecho de estar vinculadas en un mismo sistema eléctrico o no. Desde febrero 2006 los datos del Sistema Patagónico se reportan dentro del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), cuyos valores se encuentran incluidos en la tabla siguiente. Hasta febrero de 2006, las unidades de generación de la Patagonia se encontraban desvinculadas del SADI, y el detalle puede verse en la tabla siguiente.

Potencia Nominal Bruta Instalada Sistema Patagónico

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POTENCIA NOMINAL BRUTA INSTALADA (Datos en MW a Diciembre de cada año)
DATOS MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - SISTEMA PATAGÓNICO
TÉRMICO TOTAL OFERTA
AÑO HIDROELÉCTRICO NOMINAL
TG CC SUBTOTAL GENERACIÓN
1992 254 0 254 540 794
1993 254 0 254 540 794
1994 254 0 254 540 794
1995 255 0 255 494 749
1996 331 0 331 494 825
1997 322 0 322 494 816
1998 322 0 322 519 841
1999 317 0 317 519 836
2000 258 0 258 519 777
2001 258 68 326 519 845
2002 196 63 259 519 778
2003 196 63 259 519 778
2004 196 63 259 519 778
2005 196 63 259 519 778
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En el crecimiento de la potencia instalada nominal de las últimas décadas predominan las unidades de generación termoeléctrica. El abastecimiento efectivo de la demanda estuvo signado por la oferta termoeléctrica, influida por períodos de mayor aporte hidroeléctrico. La oferta hidráulica creció en 25 años por la incorporación paulatina de las centrales Yacyretá, Piedra del Águila y Pichi Picún Leufú. La oferta termoeléctrica creció 287.8% desde 1992, año a partir del cual se desreguló el sistema eléctrico, con períodos de fuerte aceleración, y el parque nuclear 74.6%.

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Potencia Nominal Bruta Instalada Sistema Integrado

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POTENCIA NOMINAL BRUTA INSTALADA (Datos en MW a Diciembre de cada año)
DATOS MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - SISTEMA INTEGRADO
TÉRMICO TOTAL OFERTA
AÑO HIDROELÉCTRICO NUCLEAR BIOMASA SOLAR EÓLICA NOMINAL
TV TG DI CC SUBTOTAL GENERACIÓN
1992 4,857 1,518 82 84 6,541 5,721 1,005 13,267
1993 4,836 1,597 84 84 6,601 6,384 1,005 13,990
1994 4,836 2,128 84 84 7,132 7,309 1,005 15,446
1995 4,867 2,683 4 144 7,698 7,629 1,005 16,332
1996 4,783 2,943 4 144 7,874 8,230 1,005 17,109
1997 4,752 3,143 4 550 8,449 8,748 1,005 18,202
1998 4,548 3,161 4 1,513 9,226 8,668 1,005 18,899
1999 4,515 2,698 4 2,365 9,582 8,925 1,005 19,512
2000 4,515 2,032 4 4,238 10,789 8,925 1,005 20,719
2001 4,515 2,039 4 5,856 12,414 8,925 1,005 22,344
2002 4,521 2,223 4 6,271 12,812 9,586 1,005 23,403
2003 4,521 2,339 4 6,296 12,953 9,628 1,005 23,586
2004 4,526 2,317 4 6,299 12,927 9,699 1,005 23,631
2005 4,496 2,277 4 6,299 12,882 9,939 1,005 23,826
2006 4,463 2,264 4 6,363 13,094 10,009 1,005 24,108
2007 4,573 2,359 26 6,363 13,245 10,226 1,005 24,476
2008 4,438 3,512 267 6,935 15,065 10,233 1,005 26,303
2009 4,438 3,744 398 7,046 15,524 10,604 1,005 27,133
2010 4,438 3,588 607 8,185 16,624 10,604 1,005 28,233
2011 4,445 3,493 1,131 8,725 17,794 11,135 1,005 1 7 29,942
2012 4,451 4,036 1,347 9,191 19,025 11,175 1,005 6 109 31,320
2013 4,451 4,061 1,388 9,191 19,091 11,176 1,010 8 162 31,447
2014 4,451 4,309 1,415 9,191 19,366 11,178 1,525 8 187 32,264
2015 4,451 4,981 1,784 9,227 20,443 11,178 1,730 17 8 187 33,564
2016 4,451 5,251 1,835 9,227 20,764 11,240 1,755 17 8 187 33,971
2017 4,451 5,983 2,025 10,436 22,896 11,243 1,755 22 8 227 36,150
2018 4,451 7,237 1,808 11,034 24,531 11,288 1,755 23 191 750 38,538
2019 4,253 7,396 1,653 11,245 24,547 11,310 1,755 44 439 1,609 39,704
2020 4,254 6,298 1,693 13,120 25,365 11,344 1,755 105 759 2,623 41,951
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Capacidad Nominal de Generación

La potencia instalada nominal está concentrada en generación termoeléctrica, aunque el nivel de indisponibilidad de la misma es relativamente elevado en relación a otras fuentes de generación, a excepción de la nuclear. Una cantidad no menor de unidades de potencia termoeléctrica muestra indisponibilidad de forma recurrente y no se encuentran en condiciones de generar, incluyendo el período de invierno en que las restricciones de combustibles reducen la potencia efectiva disponible.

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CAPACIDAD NOMINAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (MW) - DICIEMBRE 2020
BIOGAS/
REGION TV TG CC DI TÉRMICO NUCLEAR HIDROELÉCTRICO SOLAR EÓLICA TOTAL %
BIOMASA
CUYO 120 114 386 40 660 0 1,141 205 2,006 4.8%
COMAHUE 0 501 1,490 81 2,072 0 4,769 252 7,093 16.9%
NOA 261 725 1,945 363 3,294 0 220 493 158 5 4,170 9.9%
CENTRO 3 626 789 51 1,469 648 918 61 128 14 3,238 7.7%
GBA-LIT-BAS 3,870 4,034 8,209 820 16,933 1,107 945 1,125 36 20,146 48.0%
NEA 0 12 0 305 317 0 2,745 51 3,113 7.4%
PATAGONIA 0 286 301 33 620 0 606 959 2,185 5.2%
MÓVIL 0 0 0 0.0%
TOTAL 4,254 6,298 13,120 1,693 25,365 1,755 11,344 759 2,622 106 41,951 100.0%
% TERMICOS 16.8% 24.8% 51.7% 6.7% 100.0%
% TOTAL 60.5% 4.2% 27.0% 1.8% 6.3% 0.3% 100.0%
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Se estima que, al fin de 2020 e inicios de 2021, la potencia efectiva disponible – que es menor a la nominal declarada por las razones ya citadas - llegó al orden de 32.000 MW incluyendo reserva rotante de 1.900 MW -, que no requirió ser utilizada en toda su magnitud debido a una demanda acotada en 2020 e inicios de 2021 – pese al leve incremento en el record de potencia el 25 de enero de 2021 -, tal como sucediera en 2019 y 2018, sin inconvenientes para atender la demanda.

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EVOLUCIÓN RECIENTE DE RECORDS DE CONSUMO ELÉCTRICO
RECORDS ANTERIORES RECORDS ACTUALES
DÍA VARIACION MW
POTENCIA (MW)
Sábado 30-dic-17 22,543 23-ene-21 22,611 0.3% 68
Domingo 25-ene-15 21,024 27-dic-15 21,973 4.5% 949
Día Hábil 8-feb-18 26,320 25-ene-21 26,450 0.5% 130
DÍA ENERGÍA (GWh/d) VARIACION GWh
Sábado 18-ene-14 477.9 30-dic-17 478.4 0.1% 0.5
Domingo 26-feb-17 437.6 24-ene-21 457.8 4.6% 20.2
Día Hábil 8-feb-18 543.0 29-ene-19 544.4 0.3% 1.4
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El record de demanda de potencia para un Día Hábil que se mantenía desde febrero 2018 con 26.320 MW, fue superado el lunes 25 de enero de 2021 con un leve incremento de 0.5% ascendiendo a 26.450 MW. El fin de semana previo de altas temperaturas se superó el record de consumo de potencia para un día sábado, y el de energía diaria para un día domingo.

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Como se mencionó, en enero de 2021, la demanda máxima de potencia eléctrica superó el registro de 2018, con un excedente de capacidad de generación más holgado. Se destaca la preponderancia del parque termoeléctrico en el despacho, con 17.274 MW en un récord absoluto, comparado con 17.023 MW del anterior récord del 8 de febrero de 2018.

La escasez de reserva de generación eléctrica que se verificó en inviernos y veranos hasta 2016, fue resuelta con la incorporación de una cantidad importante de potencia. Durante los días fríos de los inviernos 2019 y 2020 se comprobó que la incorporación de nueva potencia eléctrica, que se acentuó tras el programa de inversiones desde 2016, modificó la situación descripta con amplia capacidad disponible solo afectada por disponibilidad de combustibles. La adecuada remuneración de potencia disponible es un factor relevante para esta disponibilidad, que asegura garantía de abastecimiento.

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DISPONIBILIDAD GENERACIÓN DISPONIBILIDAD GENERACIÓN
ELÉCTRICA 29-7-2019 (MW) ELÉCTRICA 7-7-2020 (MW)
Demanda Potencia Máxima 20,811 Demanda Potencia Máxima 23,559
Reserva Rotante (7.2%) 1,498 Reserva Rotante (7.2%) 1,696
Reserva Térmica 9,292 Reserva Térmica 4,999
TV 3,117 TV 2,067
TG 4,872 TG 2,661
Ciclos Combinados 71 Ciclos Combinados -
Motores 1,232 Motores 271
Reserva sin Combustible 947 Reserva sin Combustible 1,890
TV 155 TV 2
TG 753 TG 836
Ciclos Combinados 39 Ciclos Combinados 1,052
Reserva Hidroeléctrica 790 Reserva Hidroeléctrica 899
TOTAL DISPONIBLE POTENCIAL 33,338 49.4% TOTAL DISPONIBLE POTENCIAL 33,043 30.8%
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La indisponibilidad termoeléctrica también mejoró, ya que los generadores con unidades previas que no cuentan con contratos a término con CAMMESA invirtieron hasta 2018/2019, en que comenzó a reducirse la remuneración que perciben. Los ingresos por diferentes conceptos incrementados en 2016 a 2018 se utilizaron para mantener el parque en condiciones de disponibilidad y así recibir pagos por su disponibilidad. La incorporación de gran cantidad de unidades nuevas permitió compensar un incremento en la indisponibilidad de unidades más antiguas.

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El incremento de potencia disponible efectiva mejoró sensiblemente en los últimos tres años y continuará en 2021 con el ingreso de algunas centrales aún en construcción. Las empresas del Grupo Albanesi continuaron invirtiendo en varias centrales con el cumplimiento de incorporación de potencia en general en plazos convenidos con nuevas unidades ingresadas como una unidad de cogeneración Renova.

La nueva capacidad de generación incorporada en 2019 responde en parte mínima a la licitación pública internacional convocada por la Resolución SEE 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería, en el que el Grupo Albanesi resultó adjudicatario de ofertas por 420 MW. Las centrales adjudicadas bajo dicha Resolución 21 ya se encuentran completadas. El Grupo Albanesi participó activamente con las siguientes centrales:

La CTE de GEMSA fue habilitada comercialmente en septiembre 2017, con dos turbinas Siemens SGT800 de 50 MW cada una, y en febrero 2018 con una tercera turbina de 50 MW.

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La CTI de GEMSA obtuvo en agosto 2017 la habilitación comercial de una turbina Siemens SGT800 de 50 MW, y en febrero 2018 con una segunda turbina de la misma potencia.
La CTR de GEMSA obtuvo habilitación comercial en mayo 2017 para una nueva turbina Siemens SGT800 de 50 MW, adicional a los 40 MW existentes.
La CTMM de GEMSA incorporó en julio 2017 100 MW de potencia nominal, que se agregan a los 250 MW existentes.
En CTR se implementó el cierre a ciclo combinado incorporando una unidad turbo vapor de 60 MW a la turbina a gas de 130 MW existente. La habilitación comercial se obtuvo en agosto 2018.

Adicionalmente, diferentes empresas del Grupo Albanesi fueron adjudicadas con contratos a término con CAMMESA para expandir su potencia en los próximos años. En el marco de la licitación pública internacional para cierre de ciclo combinado y cogeneración eléctrica convocada la Resolución SEE 287E/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería, el Grupo Albanesi resultó adjudicado con 3 proyectos para instalar 283 MW de nueva capacidad que se encuentran en proceso de ingreso, al igual que otras unidades de diferentes empresas. El Grupo Albanesi participa con las siguientes centrales:

Cierre de Ciclo por 129 MW en la CTMM, en Córdoba
Cierre de Ciclo por 154 MW en la CTE, en Buenos Aires. En julio de 2021, GEMSA emitió las obligaciones negociables clase XV y obligaciones negociables clase XVI por el equivalente total a U$S 130 millones de Dólares Estadounidenses con el objeto exclusivo de realizar las obras del cierre de ciclo. Se espera que el cierre de ciclo esté operativo en el tercer trimestre del 2023.

Infraestructura Eléctrica

Existen tres grandes centros de oferta de generación eléctrica en la Argentina:

Ciudad de Buenos Aires-GBA-Litoral (en Litoral se incluye Salto Grande)
Comahue
NEA

Históricamente, la oferta y la demanda eléctrica estaban vinculados por un Sistema Radial hacia Buenos Aires, con riesgos de inestabilidad en diversas regiones de reciente crecimiento de demanda con generación local insuficiente, como por ejemplo Cuyo, NOA en Salta, Centro y GBA. Durante la Administración del 2002 al 2015 se realizaron grandes inversiones en una sustancial expansión del sistema de transmisión eléctrico en 500 kV con un tendido periférico de líneas de extra alta tensión en 550 kV que posiblemente no posean razonabilidad económica inmediata pero que sí la tendrán en el largo plazo:

NOA-NEA
Nueva línea Litoral-Buenos Aires
Comahue-Cuyo

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• Patagonia Sur

En la Administración del 2015 al 2019 no se realizaron nuevas líneas de transmisión eléctrica de alta tensión, ni tampoco en 2020 durante la nueva Administración debido a la restricción financiera que afecta al país. La ocurrencia de un black out general el 16 de junio de 2019 dejó sin suministro eléctrico a todo el país e incluso afectó a países vecinos con quienes existen interconexiones, en un evento que nunca había ocurrido. La nueva Administración que asumió en diciembre 2019 expresa su intención de construir algunas líneas que se intentaron licitar en 2019, aunque la crisis financiera en la que se encuentra la Argentina impide la iniciativa.

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Es necesario construir algunas líneas que alivien la congestión que sitúa al límite a las líneas existentes en el eje de la región Centro-Litoral-GBA, además de algunas líneas menores en la provincia de Buenos Aires y Santa Fe. Varias unidades de generación renovable no podrán despachar simultáneamente por la insuficiente capacidad de transmisión en algunas líneas a las que se encuentran conectadas en el Noroeste y Patagonia. El incremento de la oferta degeneración eléctrica desde 1992, se concentra en un 32.7% en el período 1992 a 2001, en que se instrumentó una transformación profunda del Sector Eléctrico. No obstante, el desaceleramiento pronunciado tras la interrupción del régimen contractual y regulatorio de 2002, la crisis eléctrica de 2007 motorizó diversos proyectos de generación con fuerte intervención y financiamiento estatal. Es importante señalar que existió incorporación de potencia de generación relevante en el período 2002-2015 – en especial desde 2008 - que constituye el 37.2% del total incorporado desde 1992, en base a inversiones con fondos estatales sin dinamismo relevante del capital privado a excepción de los programas de Energía Distribuida, y renovables en los que efectivamente participa la inversión privada. En solo los últimos cuatro años entre 2016 y 2020, la potencia incorporada asciende a 8.388 MW con un importante 30.1% del total adicionado desde 1992, en un lapso breve.

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INCREMENTO OFERTA NOMINAL (MW) - DATOS NOMINALES
DISTRIBUCIÓN
EÓLICA TOTAL
PERÍODO TÉRMICO HIDROELÉCTRICO NUCLEAR BIOMASA POR REGIMEN
SOLAR PERÍODO
REGULATORIO
1992-2020 18,570 5,083 750 105 3,382 27,890
1992-2001 5,945 3,183 0 0 0 9,128 32.7%
2002-2015 7,703 1,734 725 17 195 10,375 37.2%
2016-2020 4,922 166 25 88 3,187 8,388 30.1%
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Tanto en el período de menor intervención estatal – de 1992 a 2001 – como de mayor regulación estatal - desde 2002 a 2015 -, y en la Administración 2016-2019 con contratos con CAMMESA, la expansión se concentró en generación termoeléctrica. Es en estos últimos tres años que se gesta la incorporación futura de grandes cantidades de potencia de unidades de fuentes renovables. En 2018, 2019 y 2020 irrumpieron las fuentes de origen renovables, de importante proyección de incorporación para 2021.

La Demanda Bruta de Electricidad para mercado interno y externo – incluyendo las pérdidas en el sistema de transmisión y distribución y el consumo propio en unidades de generación rotante –, ha visto crecer el suministro termoeléctrico en forma notoria en las últimas décadas, acompañado con un suave incremento de la oferta hidroeléctrica por la incorporación de la etapa final de la CH Yacyretá en paulatino incremento de su cota de generación desde el 2006.

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La oferta hidroeléctrica varía considerablemente entre los diferentes meses del año, y entre diferentes años: 2020 fue el año de menor aporte hidroeléctrico desde 1999, a pesar de la mayor potencia nominal hidroeléctrica. Asimismo, varía entre años debido a la mayor o menor oferta de lluvias en el Noreste, o de lluvias y nieve en el Comahue, Cuyo, y Noroeste en menor medida.

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La excelente participación del sector hidroeléctrico alcanzada entre el invierno 2009 e inicios de 2010 – con participación de hasta el 50% -, debe ser considerada como una situación muy inusual en la Argentina al minimizarse la importación de combustibles para generación térmica, que no se repitió desde entonces con sequías pronunciadas que encarecieron el suministro eléctrico. 2017 y 2018 tuvieron buen nivel de generación hidroeléctrica, reduciéndose considerablemente en 2019 con una contracción de 11.5% y un -17.7% adicional en 2020.

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La demanda de energía eléctrica mostró entre 2016 y 2020 un desaceleramiento de su tendencia al crecimiento, con un agravamiento en 2019 en parte influido por temperaturas invernales moderadas. En 2020, la contribución de exportaciones importantes a Brasil en los últimos meses, permitió mostrar un leve repunte de 1.2% respecto a 2019, aunque le mercado interno se redujo. La tendencia de largo plazo muestra morigeración de la demanda de electricidad en períodos de caída de la economía como el 2016, 2018, 2019 y especialmente 2020, con influencia de los ajustes tarifarios que se implementaron hasta febrero 2019 para mejorar parcialmente la cobertura del costo de abastecimiento eléctrico. A pesar del congelamiento tarifario desde esa fecha, se estima la reducción de demanda interna bruta de electricidad en -2.9% en 2019 y -1.0% en 2020.

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La correlación entre evolución del PBI y demanda eléctrica muestra una dispersión importante, aunque puede concluirse que ante reducción fuerte del PBI la demanda eléctrica cae relativamente poco. Igualmente debe considerarse que, en un entorno de crecimiento económico bajo, la demanda eléctrica crece a tasas mayores al PBI.

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CAMMESA divide a la Argentina en Regiones que presentan características similares desde el punto de vista de la demanda, de las características socio-económicas y de la integración de cada subsistema eléctrico.

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La demanda se localiza muy concentrada en el área CABA-Gran Buenos Aires-Litoral, que reunía el 61.4% de la demanda eléctrica total del país en 2019. Si bien las tasas de crecimiento en otras regiones como Noroeste, Comahue y Patagonia son superiores al resto de las regiones del país y la demanda de CABA-Gran Buenos Aires se encuentra influenciada por los reajustes tarifarios, los cambios de la presente estructura no serán materiales en el futuro.

La demanda de energía bruta – considerando pérdidas en distribución y transmisión, consumo propio en generación térmica y nuclear, y pequeñas exportaciones a Uruguay y Brasil -, registró un leve incremento de 0.3% en 2018, tras la reducción de -2.0% de 2017. En 2017 y pese a la expansión económica de 2.8% de ese año, la demanda eléctrica en el mercado interno se redujo -2.2% por la influencia de ajustes tarifarios, pero especialmente por el moderado verano 2016/2017. En 2018 las temperaturas superiores a las normales en invierno y ajustes tarifarios en un marco recesivo, arrojaron un leve incremento de 0.3% en el mercado interno. En 2019 se registró una caída anual de -2.9% que fue aún superior en meses de invierno ya que las temperaturas fueron moderadas respecto a 2018; la mayor temperatura de fin de 2019 acentuó el incremento de demanda respecto al moderado fin de 2018. En 2020, estimaciones indican una reducción de demanda bruta interna de - 1.0% pese al congelamiento tarifario. El estancamiento económico impacta en el ritmo de incremento de demanda junto a los reajustes tarifarios, previéndose que las tasas de crecimiento volverán a ser similares a las históricas cuando la economía retome una senda de crecimiento sostenido.

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La reducción de la demanda de energía puede advertirse en la evolución del promedio móvil de doce meses, que muestra la inercia del proceso hasta mitad de 2019, incipiente recuperación posterior, y renovada caída por efecto del aislamiento social.

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Un análisis interanual directo – a diferencia del promedio móvil de doce meses, que es útil para ver los cambios de tendencia inercial – muestra tasas de crecimiento de 5 a 10% durante el 2010 e inicios de 2011, con

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abrupta desaceleración incluyendo valores negativos en 2012 e inicios de 2013, retomando alto crecimiento tras el invierno 2012. Diciembre 2013 y enero 2014 muestran reacciones favorables de la demanda residencial y comercial ante la ola de calor que afectó a la zona central de la Argentina en dichos períodos, que en diciembre 2014 se revirtió con una fuerte caída de demanda al normalizarse las temperaturas. Desde fines de 2015, la actividad económica muestra caídas y en especial en el sector industrial que es muy importante en el consumo total de electricidad. En 2017 la actividad industrial se recuperó, y la demanda bruta anual de energía mostró una expansión moderada de 1.8%. En 2018, la recesión económica y las temperaturas moderadas de noviembre y diciembre afectaron la demanda de los últimos meses de dicho año, finalizando con una contracción de -0.4%.

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En 2019 se produjo una fuerte reducción de -2.9% en la demanda anual de energía eléctrica. El segmento de demanda eléctrica residencial redujo su demanda en -2.9% en 2019 tras expansión de 2.0% en 2018, influida por las temperaturas de invierno y verano. En 2017 la demanda eléctrica de este segmento se había reducido -2.0% por efecto de ajustes tarifarios y temperaturas moderadas en verano e invierno, tras 3.0% en 2016 respecto a 2015, un registro mayor al 2.1% del recesivo 2014 respecto al 2013, pero inferior al 7.7% del 2015. En 2020 se registró un fuerte aumento de 8.0% por el congelamiento tarifario y el aislamiento social, con más personas en sus domicilios.

El segmento de demanda eléctrica comercial creció 3.2% en 2016 respecto a 2015, mayor al 0.2% de 2014, e inferior al 3.8% del 2015. En 2017, este segmento se redujo -0.4% y en 2018 otro -0.4%. En 2019 la tendencia se acentuó a -3.1%. Probablemente los ajustes tarifarios iniciados en febrero 2016 en energía eléctrica

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– seguidos de ajustes en el sector del gas natural en abril 2016 -, afectan en parte a la demanda de consumidores. En 2020 se registró una fuerte contracción de -5.3% por la grave crisis económica que afecta a estos consumidores.

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La caída de actividad industrial finalizó a inicios de 2017 y el incremento de actividad se extendió hasta inicios de 2018, en que nuevamente se inició una contracción relevante con aceleramiento en los últimos meses de ese año. En 2016 el segmento Industrial había mostrado reducción de demanda eléctrica de -4.7% tras un modesto +0.8% de 2015. En 2017 la reactivación industrial arrojó un aumento de demanda eléctrica de 2.0%, en tanto 2018 finalizó con -1.3% con guarismos interanuales muy negativos de -5.8% y -9.7% en noviembre y diciembre 2018. En 2019 la tendencia recesiva se acentuó hasta mitad de año, con una contracción anual de - 3.6%, resaltándose la recuperación de algunos meses. En 2020 se registró una fuerte contracción de -11.3% por la grave crisis económica, con recuperación a fin de año al comparar con malos meses de 2019.

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El crecimiento de la demanda de energía desde los años 2000 aumentó la necesidad de abastecimiento de combustibles para las centrales térmicas de generación. A su vez, la demanda puntual horaria de potencia incidió sobre el parque de generación disponible para atender la demanda máxima en horas de la noche de invierno, o de la tarde en verano. A fin de minimizar los riesgos de cortes intempestivos al segmento residencial y comercial, el Gobierno del ex presidente Macri estableció un sistema de cortes de suministro consensuados con grandes industrias, tal como

El crecimiento de la demanda de energía desde los años 2000, aumentó la necesidad de abastecimiento de combustibles para el despacho del parque generador termoeléctrico. A su vez, la demanda puntual horaria de potencia incidió sobre el parque de generación disponible para atender la demanda máxima en horas de la noche de invierno, o de la tarde en verano. A fin de minimizar los riesgos de cortes intempestivos al segmento

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residencial y comercial, se recurrió entre 2007 y 2014 restricciones consensuadas al consumo con grandes industrias, como por ejemplo en los inviernos 2010 y 2011 – sin llegar a los niveles extraordinarios del invierno 2007 de grave crisis -, que no fueron necesarios en 2012. En 2013, nuevamente se requirieron reducciones de demanda eléctrica industrial en diciembre para atender la demanda residencial y comercial, al igual que en enero 2014. Ni en el verano ni invierno 2015 fueron necesarias restricciones a consumidores industriales para abastecer la demanda residencial/comercial de electricidad, aunque sí se produjeron interrupciones forzadas de suministro por inconvenientes en la distribución eléctrica.

En febrero 2016, la elevada demanda eléctrica residencial y comercial por temperaturas elevadas, causó cortes programados y también intempestivos en el suministro eléctrico, que CAMMESA estimó en 1.000 MW. En el 2017 la demanda se moderó y fue menor a la disponibilidad del sistema eléctrico de generación, al contarse con mayor oferta disponible y temperaturas moderadas. En 2018 se superó el récord de demanda de potencia en febrero como se detalló previamente, atendido sin mayores contratiempos con disponibilidad local y sin necesidad de realizar importaciones. En el inicio de 2019, un día de temperaturas elevadas impulsó demanda elevada de potencia atendida con reservas suficientes. En 2020, el excedente de generación disponible permitió atender un nuevo record de demanda de potencia sin problemas, con excedentes importantes y con mínimas interrupciones forzadas a nivel de distribución.

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En ningún invierno del 2015 al 2020 se marcaron registros máximos de potencia. Las temperaturas templadas incidieron en la demanda en 2015; la recesión económica en 2016; un invierno inusualmente templado en 2017; un invierno frio 2018 con recesión económica e incrementos tarifarios; un invierno templado en 2019; un invierno frío en 2020, aunque con demanda eléctrica total débil por la crisis económica que afectó

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la actividad comercial e industrial. En el verano 2017 se marcó un récord de potencia para un día Hábil hasta esa fecha, con altas temperaturas en Buenos Aires con 25.628 MW. El 8 de febrero de 2018 se superó aquel récord de demanda de potencia con 26.320 MW, que fue superado recién el 25 de enero de 2021 con 26.450 MW. Este récord permanece vigente hasta el momento. Este récord permanece vigente hasta la fecha de publicación del presente Prospecto.

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Al igual que en el gas natural, la estacionalidad de la demanda eléctrica– tanto de energía como de potencia – influye en necesidades de inversión, que se dimensionan para atender máximos de demanda invernal y estival, generando excedentes en otros momentos del año que generan competencia en dichos períodos.

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La demanda de potencia eléctrica es máxima en las horas de la tarde y noche en verano, y solo en la noche en invierno (fundamentalmente debido al uso intenso de calentadores eléctricos, ante el diferencial de costo y simplicidad con relación al gas natural).

Es importante destacar que la capacidad nominal de generación no coincide necesariamente con la que se encuentra disponible en forma efectiva en los momentos de máxima demanda. Tanto en verano como especialmente en invierno, la capacidad efectiva de generación para atender la demanda, encuentra limitaciones. El parque de unidades TV posee varias décadas de funcionamiento y alto consumo especifico, que el Gobierno desea reemplazar incorporando nuevos ciclos combinados y plantas de cogeneración - como los proyectos en que participa el Grupo Albanesi -, y suelen presentar indisponibilidad debido a mantenimientos programados y correctivos. Estimamos que pese a la existencia de 4.253 MW nominales de generación TV, solo puede contarse para despacho regular aproximadamente de 1.500 a 1.800 MW en forma simultánea y sostenida. No obstante su obsolescencia, es probable que estas unidades continúen despachadas inclusive en forma forzada, ya que se requieren para abastecer la demanda eléctrica dentro de la Ciudad de Buenos Aires donde no es posible instalar grandes líneas de transmisión eléctrica para llevar suministro a los consumidores. Algo similar ocurre con algunas de las unidades TG en ciclo abierto y motores diésel, que por distintas causas poseen una disponibilidad inferior a los casi 7.991 MW de potencia nominal instalada. Las unidades bajo los Programas Energía Distribuida de ENARSA (hoy IEASA) en base a gas oil muestran buen nivel de operatividad – con retiros de unidades al vencer sus contratos de potencia con CAMMESA -, aunque con consumos específicos elevados respecto a unidades de ciclos combinados.

Las políticas de incorporación agresiva de nueva potencia desde 2016 tuvieron resultados favorables, aunque no es probable contar con todo el parque nominal en forma simultánea. Puede asumirse un porcentaje de indisponibilidad de 20% - similar al actual -, si se mantuvieran los pagos a todos generadores según su régimen regulatorio/contractual. Este valor aparece como históricamente bueno, con porcentajes de indisponibilidad en parque termoeléctrico que ha sido del 30%, con pocos años por debajo del 20%. En general, el porcentaje indisponible en el parque hidroeléctrico es poco significativo, a excepción del daño existente en los turbo grupos de Yacyretá. En el parque nuclear la indisponibilidad histórica ha sido alta con mantenimientos periódicos a los que hay que someter a las unidades. La CN Embalse retornó a operación en febrero 2019 en forma satisfactoria, tras más de 3 años de trabajos para extender su vida útil. El parque nuclear operó con CN Atucha I y CN Atucha II, con despacho errático entre 2017 y 2019. La CN Atucha II se encuentra fuera de operación y/ limitada desde noviembre 2018 con breves reingresos. La disponibilidad de combustibles en meses de invierno es un factor limitante que se suma a la indisponibilidad técnica por mantenimientos o roturas en unidades termoeléctricas. Los costos y logística para suministrar fuel oil, gas oil y carbón en sustitución del gas natural, es clave para la disponibilidad futura de unidades térmicas. En diciembre 2019, el Ministerio de Producción emitió una nueva Resolución concentrando todas las adquisiciones y asignaciones de combustibles a las centrales termoeléctricas, privando a las empresas de firmar sus propios contratos. Ante la insuficiencia de gas en meses de invierno, se consumieron cantidades importantes de combustibles alternativos para generar energía eléctrica con costos que en muchas ocasiones superaron 250 U$S/MWh hasta el invierno 2014, tras el

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cual se produjo una fuerte caída de los precios internacionales del petróleo que permitió reducir los costos de generación termoeléctrica. La mayor disponibilidad de gas local con precios en fuerte reducción permite una mejora sustancial en costos de estas fuentes de generación.

En 2020 la nueva reducción de precios internacionales permitió superar la menor oferta de gas local, con costos razonables.

Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica Comercial

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El Costo Monómico de generación de CAMMESA se traslada como precio efectivo en modo casi completo, únicamente al segmento Industrial del mercado eléctrico desde 2018. El traslado es solo parcial a los segmentos de consumidores Residenciales y Comerciales, a pesar de los incrementos dispuestos para el Precio Estacional de la Energía entre febrero 2016 y 2019.La devaluación de la moneda argentina retrasa la recuperación efectiva de costos de generación en el sistema, ya que el traspaso a consumidores residenciales, comerciales y PyMEs no reflejó el incremento que existe. Esta situación de congelamiento nominal del Precio Estacional se extendió desde diciembre 2019 por disposición de la denominada Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, prorrogada en numerosas oportunidades durante el 2020. CAMMESA fue modificando su criterio de cómputo de los costos reales de abastecimiento eléctrico. En 2016 comenzó a computarse el verdadero costo del gas importado desde Bolivia y del LNG que hasta ese momento se asumía como el valor subvencionado por ENARSA, inferior al precio real. Este sinceramiento de CAMMESA en relación a la metodología que consideraba todo gas importado al mismo bajo precio que el gas local, favoreció en 2016 y 2017 una contención de costos de generación termoeléctrica al reducirse significativamente los precios de importación de combustibles que influyen en el Sobrecosto Transitorio de Despacho, por la caída del precio del petróleo a nivel internacional. La situación se revirtió en 2018 con el incremento de precios del petróleo que impulsó los precios de LNG, del gas importado desde Bolivia, y del gas oil. Si bien el costo del gas local para generación termoeléctrica se mantuvo inicialmente en torno a un promedio general de 5 U$S/MMBTU, diferentes disposiciones de la Secretaría de Energía incidieron en la reducción del mismo desde agosto hasta diciembre 2018 y con mayor impacto durante todo 2019 y 2020, a niveles de precios que consideramos inferiores a los costos de desarrollo de gas.

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Desde octubre 2018 en que se alcanzaron los mayores valores del petróleo internacional, se produjo una retracción de precios del orden del 35%, que sumado a la disponibilidad de gas local de precios menores que años previos, permitió una reducción de costos en combustibles del sistema eléctrico en 2019 y también será similar en 2020. Los Ciclos Combinados son protagonistas crecientes en la oferta térmica, con complemento limitado de unidades TV, y unidades TG. Durante los próximos años se mantendrá esta estructura de despacho termoeléctrico aun elevada, con consumo de combustibles fósiles con fuerte preferencia del gas natural. El avance de fuentes renovables incide en el despacho termoeléctrico, aunque en magnitud limitada en 2020 y 2021. Los nuevos proyectos hidroeléctricos y nucleares demandarán años e inversiones de miles de millones de dólares para lograr una modificación en la dependencia de combustibles para la oferta termoeléctrica. El aumento paulatino de la cota del embalse de la CH Yacyretá desde 2010 y 2011 permitió completar la potencia de diseño de Yacyretá, aunque la afectación y daño parcial de todos los turbo grupos por cavitación producida entre 2007 y 2010, disminuyó el 20% de la potencia efectiva de las unidades aun no reparadas de las 20 existentes. Actualmente existen entre una y tres unidades simultáneamente en reparación para restituir la potencia de diseño. Estimamos que la potencia completa de Yacyretá de 3.200 MW – actual disponibilidad limitada a 2.700 MW en conjunto de la Argentina y Paraguay cuando la hidraulicidad es normal -, y el despacho máximo de energía se alcanzarán recién hacia 2022. Durante 2020 la histórica sequía que afecta los ríos del Sudeste de Brasil, influye en la disponibilidad de la central Yacyretá.

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El black out del 16 de junio de 2019 en la Argentina y la restitución del suministro eléctrico, produjo una falla grave en los aisladores de una de las subestaciones transformadoras de Yacyretá hacia la Argentina reduciendo su aporte por seguridad, con fecha de reparación para inicios de 2021. Esta limitación y la afluencia reducida del río Paraná, llevó a un mayor despacho termoeléctrico que el esperado durante el año. Similar situación sobre el río Uruguay llevó a la reducción de aportes de la CH Salto Grande, afectando decisivamente el aporte hidroeléctrico en 2020.No existen centrales relevantes en construcción que no vayan a utilizar combustibles fósiles, a excepción de las dos represas hidroeléctricas de punta de Santa Cruz que tardarán varios años en finalizar su construcción. La mayor parte de las centrales en construcción son centrales a gas natural con cierres a ciclos combinados de TG, y centrales de cogeneración eficientes, ahora con perspectiva favorable de oferta local de gas incremental si los precios fueran suficientes para justificar su desarrollo.

La restricción para el desarrollo futuro de gas por un productor será mayormente debido a la dificultad de vender este combustible todo el año, en un mercado que presenta estacionalidad y que enfrentará la irrupción de generadores de fuentes renovables. La posibilidad de las centrales termoeléctricas de firmar contratos de largo plazo con estos productores hidrocarburíferos quedó suspendida por medio de la Resolución del Ministerio de Desarrollo Productivo 12/2019 que sólo permite tal posibilidad a CAMMESA.

El despacho efectivo de los Ciclos Combinados se realiza en función del combustible del que disponen – con interrumpibilidad de gas natural en invierno para algunas plantas que se solucionará cuando las empresas puedan negociar libremente su abastecimiento como incipientemente comenzó a fin de 2018 en virtud de lo dispuesto por la Resolución de la ex Secretaría de Gobierno 70/2018 – en tanto las unidades TV y TG presentan alta indisponibilidad. Los costos derivados de la mayor generación termoeléctrica con consumo de combustibles líquidos, incrementa los costos de generación del sistema eléctrico como se ve en el gráfico en Pesos corrientes publicado por CAMMESA,

Los precios de gas con destino a generación eléctrica fueron establecidos en Dólares desde julio 2009 con un sendero de crecimiento para gas proveniente de cada cuenca, con un incremento importante en términos relativos, aunque en 2010 no se produjeron aumentos para el gas convencional – a diferencia del gas de algunos proyectos específicos más complejos tenían costos de desarrollo más elevados superiores a 5 U$S/MMBTU en boca de pozo en cuenca Neuquina. No obstante, los precios de gas local destinados a generación termoeléctrica se mantuvieron reducidos en promedio hasta mitad de 2016, momento en que el Gobierno decidió incrementarlos a 4.50 U$S/MMBTU a 5.2 U$S/MMBTU, dependiendo de la cuenca de origen. Estos precios se mantuvieron en 2017 y hasta mitad de 2018, en que comenzaron a reducirse en diferentes esquemas de compra organizados por el Gobierno.

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IV –NORMAS CON INFLUENCIA EN GENERADORES ELÉCTRICOS

La normativa de CAMMESA y Secretaría de Energía ha ido evolucionando con algunas señales positivas para ciertos generadores termoeléctricos de alta eficiencia, al reconocerse mayores ingresos en función de mejoras en la disponibilidad de potencia y despacho regular en base a diferentes tipos de combustibles.

Resolución 1281/2006 - Energía Plus

En primer lugar, debe destacarse la Resolución de la Secretaría de Energía 1281/2006, por medio de la cual se creó el régimen “Energía Plus”. Esta norma propició la inversión en nuevas unidades de generación termoeléctrica, ya que estableció que los consumidores industriales de energía eléctrica con demandas superiores a 300 kW deberían contratar su abastecimiento de demanda por sobre el nivel que hubieran tenido en el año 2005 con empresas de generación eléctrica que adicionen nuevas unidades de oferta.

La norma propiciaba que los generadores con nueva oferta de generación eléctrica, y los consumidores industriales con demanda superior a la del 2005 negociaran acuerdos de suministro eléctrico en forma directa. La norma establece que la Secretaría de Energía debería aprobar los contratos que se celebrasen, en función de una remuneración adecuada de la inversión y costos de operación y combustibles.

El efecto directo de esta Resolución 1281/2016 fue la inversión privada en nuevas unidades de generación termoeléctrica por parte de inversores privados, que encontraron ingresos razonables que permitieron un retorno financiero sobre sus inversiones. Empresas privadas industriales y generadores privados como Generación Mediterránea S.A., Genelba S.A., Generación Independencia S.A., Central Loma de la Lata S.A. y Central Güemes S.A. son las empresas más importantes actuando en este mercado, que cuenta con la posibilidad de ofrecer un suministro a precios realistas que cubren sus costos y remuneran sus inversiones.

Resolución 220/2007

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Complementando la Resolución 1281/2006, la Secretaría de Energía publicó el 18 de enero de 2007 la Resolución 220, por medio de la cual amplía la posibilidad de contratación de la energía a generar por inversores en nueva oferta de generación.

Esta Resolución 220/2007 establece que CAMMESA podrá firmar contratos de abastecimiento con “las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada adicionales, presentadas por parte de Agentes Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores” que a la fecha de la Resolución no estuvieran en actividad (los “Contratos de Abastecimiento MEM”). De este modo, se establece que numerosos proyectos de inversión en los cuales participaba ENARSA e inversores privados pudieran vender a largo plazo – hasta un máximo de 10 años - su nueva potencia y la energía que pudieran aportar cuando fueran despachados.

Estos Contratos de Abastecimiento MEM o Contratos de Abastecimiento 220 como se conocen en el mercado energético, contemplan el pago de todos los costos operativos y variables, así como también la remuneración de la inversión y una utilidad para la empresa, de modo similar a los contratos bajo el esquema de Energía Plus descriptos anteriormente. Este impulso de un nuevo contratante de potencia y energía de largo plazo propició la inversión por parte de inversores en nueva oferta de generación termoeléctrica, entre los que se destacan Generación Mediterránea S.A. y Generación Independencia S.A., entre otras empresas en las que participa Albanesi.

El cumplimiento por parte de CAMMESA de sus obligaciones de pago emergentes de esta modalidad contractual bajo la Resolución 220/2007 es satisfactorio y permitió el financiamiento de distintas inversiones. Si bien el plazo de pago se extendió por sobre 60 días, el mismo es respetado en forma regular por CAMMESA, lo que brinda certidumbre y confiabilidad para el financiamiento de nuevas inversiones de tamaño acotado por parte del sector privado. IEASA presenta una modalidad de pago similar, cumpliéndose con las condiciones contractuales que algunos generadores poseen con esta empresa estatal.

Resolución 95/2013

El 22 de marzo de 2013, la Secretaría de Energía emitió la Resolución 95/2013 que incrementa los ingresos de los generadores eléctricos que cumplan con determinadas condiciones de disponibilidad de su potencia y provisión de energía, vinculados con la tecnología y eficiencia con la que cuenten.

Esta Resolución 95 aplica un esquema de remuneración de los costos fijos de Agentes Generadores, incluso de aquellos que hubieran calificado bajos las Resoluciones 1281/2006 y 220/2007 anteriormente descriptas. Bajo este esquema de la Resolución 95, y desde las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2013, se remunera la Potencia Puesta a Disposición de las unidades generadoras en las horas de remuneración de la potencia de acuerdo con ciertos requerimientos.

Asimismo, se estableció que el valor del Precio de la Remuneración de los Costos Fijos no podrá ser en ningún caso inferior a 12 $/MW-hrp. La Resolución 95/2013 estableció un esquema de remuneración de Costos Variables – no referidos a combustibles – que se determina mensualmente en función de la energía efectivamente generada. Este esquema de remuneración es asimismo función del tipo de combustible, reconociendo mayor remuneración cuando el consumo de combustibles es gas oil por los mayores costos aparejados a este combustible.

Adicionalmente se creó un concepto de “ Remuneración Adicional”, por el cual los generadores perciben ingresos adicionales, una porción de los cuales se cobra en forma directa y otra se destina a un fideicomiso para ser reinvertido en nuevos proyectos de infraestructura en el Sector Eléctrico establecidas por la Secretaria de Energía.

Independientemente de los valores absolutos de estos mayores ingresos y del detalle de los mismos, y de la complejidad intrínseca de la Resolución 95/2013, la misma se considera relevante por representar mayores ingresos a los generadores eléctricos.

La Resolución 95 estableció que se suspendía la registración de nuevos contratos a término para la venta de energía eléctrica directa a consumidores industriales. Los consumidores industriales pasaron a adquirir su energía directamente de CAMMESA, y los generadores solo percibirían ingresos derivados de los conceptos establecidos en la Resolución 95/2013. A fin de percibir estos ingresos, los generadores debieron renunciar a reclamos legales y administrativos por modificación de lo previsto originalmente en el Marco Regulatorio.

La Resolución 95/2013, modificada por la Resolución 529/2014, ha sido modificada en reiteradas ocasiones con el objetivo de ir actualizando los valores remunerativos de los generadores. Las Resoluciones de la Secretaría de Energía 22/2016, 19/2017 y luego las Resoluciones de la entonces Secretaría de Recursos

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Renovables y Mercado Eléctrico 1/2019, 31/2020 y 440/2021 de la actual Secretaría de Energía, modificaron el régimen completo de remuneración de generación.

Nota 2053/2013

La Nota SE 2053/2013 estableció el orden de prelación en los pagos de los diferentes conceptos de la Resolución 95/2013, otorgando el primer lugar a los costos fijos de generación, seguidos de los costos variables no combustibles, los de combustibles propios si los hubiera, y la Remuneración Adicional directa; en segundo término, se pagaría el Servicio de Regulación de Frecuencia y Reserva de Corto Plazo; y en tercer orden, la Remuneración Adicional Fideicomiso.

La Nota 2035 también estableció que el abastecimiento de los combustibles a las centrales y la gestión comercial y despacho de los mismos quedaría centralizado en CAMMESA.

Resolución 529/2014

El 23 de mayo de 2014, se publicó la Resolución 529/2014 de la Secretaría de Energía que incrementó los montos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013, anteriormente detallada.

La Resolución 529 modificó la Remuneración de Costos Fijos en función de su disponibilidad. Esta Resolución adicionalmente creó un nuevo esquema de “Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes” para los generadores a los que les resultare aplicable el concepto, que se determina mensualmente en función de la Energía Total Generada. CAMMESA deberá emitir certificados de liquidaciones para proveer al pago por el generador de los mantenimientos mayores que pudieran requerir sus unidades, sujeto a aprobación de la Secretaría de Energía.

Resolución 482/2015

Con considerable retraso, el 17 de julio de 2015 se publicó la Resolución 482/2015 de la ex Secretaría de Energía de la Nación por la cual se ajustaron e incrementaron diversos conceptos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional indirecta y Fideicomiso para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013 y ajustadas a su vez por la Resolución 529/2014, anteriormente detalladas. Adicionalmente estableció los valores para los mantenimientos mayores. También redefinió el incentivo de mayores ingresos en función de la eficiencia operativa en función del consumo específico de combustibles.

Asimismo, la Resolución incluyó un esquema de aportes específicos destinados a las inversiones a ser desarrolladas en el programa de inversiones en el fideicomiso FONINVEMEM 2015-2018.

Esta Resolución sufrió retrasos y originó costos financieros a diversos generadores eléctricos que fueron afectados en parte por la depreciación de la moneda ocurrida en 2015 que mensualmente redujo los ingresos en Dólares, y a la vez y más importante aún, por el incremento de costos diversos por el proceso inflacionario experimentado en 2015. La Resolución se aplicó en forma retroactiva a las liquidaciones de febrero 2015 y hasta el mes de diciembre de 2018.

Decreto 134/2015

En diciembre de 2015, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto 134/2015, declaró la emergencia del sector eléctrico nacional, vigente hasta el 31 diciembre de 2017. El estado de emergencia permitió al Gobierno argentino tomar acciones destinadas a garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como instruir al entonces MEyM a desarrollar e implementar, con la colaboración de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y la seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas. A pesar de que el estado de emergencia no fue prorrogado, el Gobierno argentino continuó interviniendo el sector eléctrico y las medidas que permitan regularizar la situación aún no fueron adoptadas.

Resolución 22/2016

El 30 de marzo de 2016 se publicó la Resolución 22/2016 de la entonces Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación por medio de la cual se ajustaron e incrementaron diversos conceptos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional indirecta y Fideicomiso para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013 y ajustadas a su vez por la Resolución 529/2014 y 482/2015,

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anteriormente detalladas. Los ajustes fueron considerables en algunos segmentos, y el Gobierno de aquél entonces procuró reconocer el impacto en diferentes costos e inversiones de mantenimiento que había tenido la devaluación de la moneda, así como el proceso inflacionario. La Resolución se aplicó en forma retroactiva a las liquidaciones de febrero 2016.

La Resolución mantuvo el concepto de recursos adicionales destinados a financiar las inversiones contempladas en el programa de inversiones en el fideicomiso FONINVEMEM 2015-2018.

El 27 de enero de 2017 la entonces Secretaría de Energía Eléctrica emitió la Resolución 19 - E/2017 que estableció un nuevo esquema de remuneración a los generadores eléctricos, estableciendo remuneraciones Dólares. La Resolución SEE 19– E/2017 está dirigida a valorizar las disponibilidades de potencia con un reconocimiento adecuado de los costos, mediante el compromiso de disponibilidad a mediano plazo bajo contratos de un plazo de tres años denominados “Ofertas de Disponibilidad Garantizada”.

La resolución establece la posibilidad de traspasar estos contratos a distribuidoras eléctricas y a consumidores comerciales e industriales. La Resolución SEE 19– E/2017 entró en vigencia el 1 de febrero de 2017, y sustituyó lo provisto por la Resolución SEE 22/2016. La resolución introdujo incentivos para mejorar la eficiencia de los generadores, al igual que consideraciones específicas para generadores hidroeléctricos y de fuentes renovables.

Resolución 6/2016

La Resolución 6/2016 emitida por el entonces MEyM el 25 de enero de 2016 estableció un aumento en el precio de la electricidad que son pagados por los usuarios finales. A su vez, esta resolución diferenció el aumento de precios que se transferirá a los consumidores residenciales de energía, de otros consumidores.

El aumento del precio para los consumidores residenciales fue importante en términos porcentuales, aunque desde valores reducidos, por lo que el impacto del valor absoluto fue inicialmente moderado. Los consumidores industriales de electricidad tuvieron incrementos moderados en niveles más altos ya que se cobra a estos consumidores los sobrecostes transitorios originados en las importaciones de electricidad y en los contratos de generadores con CAMMESA, a pesar de que una gran parte de estos costos incrementales se incurre en satisfacer la demanda de los consumidores residenciales y comerciales. Estos cargos se suman ahora a toda la demanda, por lo que también se añaden a los consumidores industriales que ya tenían acuerdos de Energía Plus en el marco de la Resolución SE 1281/2006. Esta disposición fue retirada de los consumidores con contratos bajo el programa Energía Plus meses después de la implementación de la Resolución SE 6/2016, ya que consistía en un doble cargo para estos consumidores.

El principal efecto de esta medida fue procurar reducir las subvenciones al Precio Estacional de Electricidad para diferentes consumidores, para reducir la dependencia de CAMMESA de las transferencias periódicas de fondos que se reciben del Estado.

Resolución 7/2016

Por medio de la Resolución SE 7/2016 del entonces MEyM se instruyó al ENRE a que, en ejercicio de sus facultades, realice un ajuste, a cuenta de la revisión tarifaria integral, en el valor agregado de distribución en los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur. En virtud de lo establecido en la Resolución 7/2016, el ENRE emitió la Resolución 1/2016 con el nuevo cuadro tarifario aplicable a Edenor y Edesur y, asimismo, instruyó a ambas distribuidoras a suspender la aplicación de los cargos adicionales por consumos en exceso contemplados en el “Plan de Uso Racional de la Energía”. Resoluciones similares se aprobaron en febrero de 2017 y cada seis meses hasta mediados de 2019, fecha en la cual quedaron congelados los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur.

Resolución 21/2016

Por medio de la Resolución 21/2016 de la ex Secretaría de Energía Eléctrico se convocó a interesados en ofertar nueva capacidad de generación de energía térmica para los períodos de verano 2016/2017, invierno 2017, y verano 2017/2018. La ex Secretaría de Energía Eléctrica recibió ofertas de empresas de generación por 6.611 MW de disponibilidad de capacidad, y el 15 de junio de 2016, se adjudicó, a través de la Resolución E- 21/2016, un total de 2.871 MW de capacidad. La reapertura adicional del proceso de licitación permitió aproximadamente 500 MW de unidades adicionales.

Los generadores que fueron adjudicados bajo la Resolución SEE 21/2016 han celebrado CCEE con Agentes MEM representados por CAMMESA. Estos CCEE tienen plazos entre cinco y 10 años, y prevén una capacidad agregada igual o superior a 10 MW por unidad generadora y 40 MW en conjunto. La remuneración

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está denominada en Dólares por MW al mes y en Dólares por MW por hora, y tiene en cuenta el costo del combustible. CAMMESA suministra combustible para la generación a su costo, de conformidad con el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013, hasta un límite de eficiencia de combustible especificado medido en Kcal/KWh (el "Consumo Específico Garantizado"). En general, los CCEE prevén que si debido a un cambio futuro en las regulaciones, un generador tiene que comprar combustible en el mercado en lugar de que el mismo sea suministrado por CAMMESA, se reembolsará al generador el costo de dicho combustible, hasta el Consumo Específico Garantizado.

Resolución E 19/2017

La Resolución E 19/2017 emitida por la ex Secretaría de Energía Eléctrica el 27 de enero de 2017 estableció un nuevo esquema de remuneración a los generadores eléctricos, estableciendo remuneraciones en Dólares. La Resolución SEE E 19/2017 está dirigida a valorizar las disponibilidades de potencia con un reconocimiento adecuado de los costos, mediante el compromiso de disponibilidad a mediano plazo bajo contratos de un plazo de tres años denominados “Ofertas de Disponibilidad Garantizada”.

Se ofreció a diferentes generadores que se encontraban en diferentes esquemas de contratos de compra de energía como la Resolución SE 220/2007, la Resolución 1281/2006 y otras, a celebrar contratos de energía estacional de capacidad garantizada (denominados Compromisos de Disponibilidad Garantizada) durante tres años, en virtud de los cuales las diferentes unidades generadoras comprometidas por las empresas recibirían una capacidad de pago en Dólares, y un pago de energía cuando se despacharan.

Asimismo, se invitó a las empresas a ofrecer potencia disponible para los períodos estacionales de noviembre a abril y de mayo a octubre, comprometiéndose a mantener la disponibilidad de capacidad y recibir un pago mensual en Dólares que varía con la eficiencia de la unidad generadora. A pesar de ello, existían incentivos para mejorar la disponibilidad de capacidad de energía, se reconoció un pago más elevado a las unidades más ineficientes. Se reconocieron incentivos adicionales para los meses pico. Los combustibles todavía se consideraban administrados por CAMMESA, y los generadores de energía térmica recibían un pago por la energía real enviada al mercado y por la energía rotativa. También se incluyeron y remuneraron las plantas hidroeléctricas, con pagos de mayor capacidad para plantas más pequeñas.

La Resolución 19/2017 promovió inversiones en unidades más antiguas que mejoraron la disponibilidad de capacidad de energía de los generadores heredados que habían invertido antes de regímenes contractuales especiales después de la ruptura en 2002 de las reglas del mercado de energía. La Resolución 19/2017 también fue importante para modificar los pagos de Pesos a Dólares, evitando ajustes periódicos de la Resolución 95/2013. Sin embargo, el enfoque conceptual era similar al concepto subyacente de los costos de remuneración y un margen implícito para las diferentes unidades de poder. La Resolución 19/2017 también estableció un marco para el pago de los generadores que se envían al mercado spot antes de que las unidades en virtud de los CCEE entraran en un despacho comercial aprobado por CAMMESA, como cualquier unidad que generara en un período de prueba en virtud de la Resolución 21/2016, Resolución 287/2017, o diferentes contratos en virtud de las licitaciones del programa RenovAr para plantas de energía renovable.

Resolución 287-E/2017

Por medio de la Resolución 287-E/2017 emitida por la ex Secretaría de Energía Eléctrica el 10 de mayo de 2017, se convocó a interesados en vender energía eléctrica proveniente de la instalación de nueva capacidad de generación mediante la utilización de tecnología de cierre de ciclo combinado o proyectos de cogeneración por diferentes inversores interesados y compañías eléctricas. El objetivo de la Resolución 287-E/2017 era reducir el costo global de generación de electricidad resultante de proyectos que mejorarían la productividad mediante la adición de turbinas de vapor que utilizarían gases de escape de ciclos abiertos constituidos por motores o turbinas, consumiendo la misma cantidad de combustibles. Además, abrió la oportunidad de maximizar las oportunidades en las plantas industriales de generar electricidad ya sea mediante el uso del vapor generado en el proceso industrial para generar electricidad, o el uso de gases de escape del proceso industrial para generar electricidad en menor medida.

La Secretaría de Energía Eléctrica instruyó a CAMMESA a organizar la licitación y a celebrar acuerdos de compra de energía a largo plazo para contratar la demanda de energía de los proyectos seleccionados.

Resolución 46/2018

La Resolución 46/2018 del entonces Ministerio de Energía de fecha 31 de julio de 2018 encomendó al Subsecretario de Energía Eléctrica que implementara procedimientos para asegurar la disponibilidad de gas natural para la generación de energía. En dicha resolución se establecieron precios máximos de referencia del gas

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natural en la cabeza del pozo para las diferentes cuencas de Argentina. Esos precios máximos de referencia serían los más altos que CAMMESA estaba autorizado a pagar a los proveedores de gas en Argentina, con la excepción de la empresa estatal IEASA que importaba gas de Bolivia y GNL a precios potencialmente más altos que los precios máximos de referencia.

Resolución 70/2018

La Resolución 70/2018 emitida por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía el 6 de noviembre de 2018 permitió a los generadores de energía, así como a los cogeneradores y generadores de automóviles, adquirir y comprar combustibles por su cuenta para su envío. Dichas compras de combustibles se valorarían de acuerdo con la metodología de reconocimiento de los costes variables de producción por parte de CAMMESA, que actualmente utilizan los precios máximos de referencia establecidos en lo dispuesto en la Resolución 46/2018. La compra de combustibles para el suministro a centrales térmicas no era obligatoria y CAMMESA continúa comprando y entregando combustibles para generadores de energía que no han optado por entrar en este procedimiento.

Resolución 1/2019

La Resolución 1/2019 emitida por el Secretario de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico el 28 de febrero de 2019, fue dictada en ejercicio de las facultades establecidas en la Resolución por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía 65/2019 y reemplazó formalmente la Resolución 19/2017 emitida por el ex Secretario de Energía Eléctrica a partir del 1 de marzo de 2019, incorporando modificaciones al régimen de remuneración para los agentes autogeneradores, co-generadores y generadores del MEM que no estuvieran cubiertos por acuerdos que estipulan un sistema diferenciado de remuneración, estableciendo un nuevo sistema esquema de disponibilidad garantizada de potencia.

Mediante esta nueva normativa, se definió a los “Generadores Habilitados” (“GH”) como todos los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM, exceptuándose la generación de las centrales hidroeléctricas binacionales, la generación nuclear y a los agentes, Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores con potencia comprometida por contratos centralizados destinados al abastecimiento de la demanda del MEM.

También definió el esquema de DIGO como la disponibilidad de potencia puesta a disposición de un Generador Habilitado Térmico (“GHT”) que se compromete por cada unidad de generación y para cada período de remuneración de DIGO. Esta disponibilidad se comprometerá considerando las condiciones de temperatura típicas de sitio y con su combustible base de despacho. De conformidad con lo dispuesto por la Resolución 1/2019, no es posible comprometerse en el esquema DIGO la potencia y energía ya comprometida en un contrato suscripto en el marco de un régimen diferencial.

La Resolución Nº 1/2019 estableció como períodos de requerimiento DIGO los siguientes:

(i) Período verano: diciembre – enero – febrero;
(ii) Período invierno: junio – julio – agosto; y
(iii) Período resto: marzo – abril – mayo y septiembre – octubre - noviembre

La Resolución 1/2019 estableció la obligación en cabeza del Organismo Encargado del Despacho (“OED”) de convertir los valores denominados en Dólares en Pesos al tipo de cambio publicado por la Comunicación “A” 3500 del Banco Central el día anterior al vencimiento de las transacciones económicas.

La remuneración en virtud de la Resolución 1/2019 se compone de un pago por potencia disponible mensual y otro por energía generada y energía operada.

Además, la remuneración de la capacidad de potencia -con independencia de si el agente declarare DIGO o no- se verá afectada por un factor de uso o por un uso equivalente al factor de despacho promedio para la unidad generadora durante el año móvil anterior al mes de cálculo, aplicando un rango de coeficientes entre 70 % y 100% del precio de capacidad de potencia. En este sentido, si el factor de uso es: (i) superior al 70%, se pagará el 100% de la remuneración de la capacidad eléctrica; (ii) inferior al 30%, se pagará el 70% de la remuneración de la capacidad de potencia; y (iii) igual o superior al 30% e inferior al 70%, la remuneración de la capacidad de potencia estará asociada linealmente con entre el 70% y el 100% de la remuneración de la capacidad de potencia.

Los valores de la remuneración de la energía generada han disminuido en U$S 1/MWh para todas las tecnologías excepto para los motores de combustión interna, en los que la disminución ascendió a U$S 3/MWh. El valor de la remuneración de energía operada se redujo de U$S 2/MWh a U$S 1,4/MWh.

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En caso de que el generador hubiere optado por usar sus propios combustibles para la generación (de acuerdo con la opción establecida por la ya derogada Resolución 70/2018) y no tuviera dicha disponibilidad al momento del envío, el cálculo de disponibilidad de capacidad de potencia se reducirá al 50% de la disponibilidad real. De igual manera, el generador perderá su prioridad de envío, y en caso de que el OED le asignare combustible para la generación, la energía generada será remunerada al solo 50% de los costos variables aprobados que no sean de combustible.

Asimismo, se eliminaron los siguientes esquemas de remuneración: (i) el esquema de remuneración adicional para fomentar el DIGO ofrecido durante los períodos que tuvieran una mayor demanda del sistema, (ii) la remuneración adicional de los costos variables de generación basados en la eficiencia y (iii) la remuneración adicional por los generadores térmicos de bajo consumo.

El régimen de la Resolución 1/2019 fue posteriormente modificado por medio de la Resolución de la Secretaría de Energía 31/20, mediante la cual se estableció un nuevo esquema remunerativo para las ventas en el mercado spot.

Resolución 12/2019

La Resolución 70/2018 fue derogada por la Resolución del Ministerio de Desarrollo Productivo 12/2019, reestableciendo de tal modo, el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013. Por medio de esta resolución se decidió concentrar nuevamente en CAMMESA la adquisición total de combustibles, en particular gas natural. La Resolución 12/2019 fue emitida después de la licitación de compra de gas interrumpible para enero 2020, que logró precios por debajo del costo de desarrollo, aprovechando los excedentes existentes y la necesidad de productores de absorber costos fijos. La decisión de modificar el status quo concentrando las compras de gas e impidiendo a los generadores adquirir su propio combustible, podría ser recurrida legalmente por generadores eléctricos que despachaban de base, pero ahora no reciben asignación de gas por parte de CAMMESA. CAMMESA aún no define realizar contrataciones de gas a largo plazo.

Resolución 31/2020

Por medio de la Resolución 31/2020 se modificó significativamente el régimen de remuneración previsto en la Resolución 1/2019. En sus considerandos se planteó la necesidad de adaptar los criterios de remuneración establecidos por la Resolución 1/2019, dado que la magnitud de los acontecimientos económicofinancieros que afronta el país, en particular la abrupta apreciación del tipo de cambio, impactan sobre dicha remuneración, dada la mayor variación del tipo de cambio por sobre los costos de producción, que deviene en la necesidad de restablecer la relación entre ellos.

En función de ello la Resolución 31 modificó parcialmente la Resolución 1 y estableció un nuevo esquema de remuneración a partir del 1 de febrero de 2020 que implica: (i) Reducción y pesificación de los valores remuneratorios para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (ii) Modificación de los criterios de remuneración de los generadores térmicos incorporando: (a) diferenciación para aquellos generadores habilitados con motores de combustión interna menores o iguales a 42 MW; y (b) criterios remuneratorios diferenciales para aquellos generadores que no efectúen un compromiso de disponibilidad garantizada.; (iii) Introducción de un criterio remunerativo por disponibilidad de potencia en horas de alto rendimiento.

La Resolución 31/2020 traslada todo el esquema remunerativo a moneda local a una tasa de cambio de AR$ 60/U$S, y establece un factor de actualización a partir del segundo mes de aplicación, el cual contempla una fórmula compuesta en un 60% por el IPC y un 40% por el Índice de Precios Internos al por Mayor (el “IPIM”).

De todas maneras, mediante Nota NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, del 27 de marzo de 2020, la Secretaría de Energía ha instruido a CAMMESA diferir, hasta nuevo aviso, la implementación del Anexo VI y el mecanismo de ajuste arriba descripto.

Resolución 440/2021

A través de la Resolución 440/2021 –emitida el 21 de mayo del 2021-, la Secretaría de Energía derogó el artículo 2 de la Resolución 31/2020 y sustituyó los Anexos II, III, IV y V por los Anexos II, III, IV de la Resolución 31/2020, dejando sin efecto el mecanismo de ajuste mensual previsto en el Anexo VI de dicha resolución. En este sentido, la Resolución 440/2021 modificó los valores de la Resolución 31/2020 respecto a los generadores y co-generadores que no tuvieran comprometida su potencia o energía bajo un CE y estableció un aumento de la remuneración en torno al 29%, retroactivo a febrero del 2021.

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A su vez, la mentada resolución dispuso que, para poder acogerse a los términos de la Resolución 440/2021, en un plazo de treinta (30) días corridos –vencido el 21 de junio del 2021- los agentes comprendidos que decidieran acogerse a los términos de dicha resolución debían desistir de todo reclamo administrativo o judicial en curso relacionado con la aplicación del mecanismo de ajuste previamente contemplado en el Anexo VI de la Resolución 31/2020.

Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva

A fines de 2019 fue promulgada la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, que, entre otras medidas, estableció un congelamiento de 180 en las tarifas de energía y gas natural bajo jurisdicción federal (suspensión de aumentos que fue posteriormente prorrogado hasta el 23 de marzo de 2021 por medio del Decreto 1020/2020) y el relanzamiento de una revisión tarifaria integral o revisión de carácter extraordinario, y permitiendo la intervención del Poder Ejecutivo en los entes reguladores (ENRE y ENARGAS) por el término de un año.

En ese contexto, el 17 de marzo de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial de la República Argentina los Decretos N° 277/2020 y N° 278/2020, que disponen la intervención del ENRE y el ENARGAS y designan en calidad de interventores al Lic. Federico José Basualdo Richards (reemplazado en diciembre del 2020 por María Soledad Marin) y al Lic. Federico Bernal, respectivamente.

Los decretos confieren en los Interventores determinadas facultades, a saber: (i) realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalué los aspectos regulados por la Ley N° 27.541 relativos a las tarifas vigentes en transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente, con la eventual realización de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria vigente o de una revisión de carácter extraordinario que alcance todo lo pretérito actuado y sucedido en esta materia para volver a determinar una tarifa para los mencionados servicios públicos. Agregan los Decretos que, en caso de detectarse alguna anomalía, deberá informarse al Poder Ejecutivo Nacional, así como toda circunstancia que considere relevante, aportándose la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos correspondientes, proponiendo las acciones y medidas que en cada caso estime corresponda adoptar; e (ii) iniciar un procedimiento de revisión de los concursos públicos de antecedentes que se sustanciaron con el objeto de cubrir el directorio de ambos entes, en un plazo de ciento ochenta (180) días, y en caso de que resuelva su anulación, o si hubiese concluido el plazo de mandato de alguno de ellos, deberá iniciar el proceso de selección de quienes los reemplazarán, de acuerdo con los términos previstos en el artículo 54 y subsiguientes de la Ley N° 24.076 o el artículo 58 y subsiguientes de la Ley N° 24.065.

Por medio del Decreto 1020/2020 se prorrogó la intervención del ENRE hasta el 31 de diciembre de 2021 o hasta la finalización de la renegociación de la revisión tarifaria cuyo inicio se dispuso, con respecto a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en virtud de lo establecido en la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva. En ese marco el ENRE, emitió las siguientes resoluciones: Resolución Nº 16/2021, Resolución 17/2021, Resolución 53/2021, Resolución 54/2021, Resolución 55/2021, Resolución 56/2021, Resolución 57/2021, Resolución 58/2021. A través de las Resoluciones 106/2021 y 107/2021, en abril de este año el ENRE dispuso aumentos tarifarios en torno al 9% para los usuarios de EDESUR y EDENOR, respectivamente.

Por último, el 9 de agosto del 2021 el ENRE dictó las Resoluciones 262/2021 y 263/2021, en virtud de las cuales aprobó nuevos valores tarifarios para GUDIs de EDENOR y EDESUR, respectivamente, aplicables a los Grandes Usuarios de la Distribuidora (“GUDI”). Estas resoluciones implicaron un aumento tarifario en torno al 3%.

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FACTORES DE RIESGO

Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, usted debe considerar cuidadosamente los riesgos descriptos a continuación, además de la demás información contenida en el presente Prospecto. Las Compañías también pueden enfrentarse a riesgos e incertidumbres adicionales que no se conocen actualmente o que, a la fecha del presente Prospecto, se podrían considerar irrelevantes, pero que pueden perjudicar sus actividades. La información contenida en esta sección de Factores de Riesgo incluye declaraciones sobre hechos futuros que implican riesgos e incertidumbres. Los resultados reales de las Compañías podrían diferir materialmente de los previstos en las declaraciones sobre hechos futuros como consecuencia de numerosos factores, incluidos los descritos en "Declaraciones sobre Hechos Futuros".

Riesgos relacionados con la Argentina

Los negocios de las Compañías dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, políticas y sociales de la Argentina

Sustancialmente todas las operaciones, bienes y clientes de las Compañías están ubicados en la Argentina o se derivan en ella y, por lo tanto, sus negocios dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, políticas y sociales imperantes en la Argentina. Los cambios en las condiciones económicas, políticas y sociales de la Argentina y las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino han tenido y se prevé que continuarán teniendo un impacto significativo sobre los negocios, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de las Compañías. Argentina es un mercado emergente, e invertir en mercados de tal naturaleza generalmente conlleva riesgos adicionales. Los inversores deben efectuar sus propias evaluaciones acerca de Argentina y las condiciones imperantes en el país antes de tomar la decisión de invertir en las Obligaciones Negociables.

La economía argentina ha experimentado una importante volatilidad en el pasado, incluyendo múltiples períodos de crecimiento bajo o negativo, altos niveles de inflación y depreciación monetaria, y puede experimentar más volatilidad en el futuro.

De acuerdo con información publicada por el INDEC, el PBI real de Argentina disminuyó un 2,1% en 2016, creció un 2,7% en 2017, disminuyó un 2,5% en 2018, y disminuyó un 2,2% en 2019. En 2020, el PIB real de Argentina se redujo en un 9,9%, principalmente debido a las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para hacer frente a los efectos de la actual pandemia de COVID-19. Actualmente, la economía argentina sigue siendo vulnerable e inestable, a pesar de los esfuerzos del Gobierno Argentino por contener la inflación y la inestabilidad del tipo de cambio.

Las condiciones económicas argentinas dependen de una serie de factores, entre los que se encuentran los siguientes: (i) la producción nacional, la demanda internacional y los precios de las principales exportaciones de productos básicos de Argentina; (ii) la competitividad y la eficiencia de las industrias y los servicios nacionales; (iii) la estabilidad y la competitividad del peso argentino frente a las monedas extranjeras; (iv) la tasa de inflación; (v) los déficits fiscales del Gobierno Argentino; (vi) los niveles de deuda pública del Gobierno Argentino; (vii) la inversión y la financiación extranjeras y nacionales; y (viii) las políticas gubernamentales y el entorno legal y normativo.

Algunas de las políticas de Gobierno Argentino y la regulación -que en ocasiones han sido implementadas a través de medidas informales y han estado sujetas a cambios radicales- que han tenido gran impacto en la economía de Argentina en el pasado han sido, entre otras: (i) la política monetaria, incluyendo los controles cambiarios, controles sobre los capitales, altas tasas de interés y una variedad de medidas para contener la inflación; (ii) restricciones a las exportaciones e importaciones; (iii) controles de precios; (iv) incrementos salariales obligatorios y la prohibición de los despidos; (v) impuestos, y (vi) la intervención del Gobierno Argentino en el sector privado.

Las elecciones generales presidenciales y legislativas en Argentina tuvieron lugar el 27 de octubre de 2019, y de ellas resultó vencedora la fórmula del Frente de Todos para ocupar la presidencia. El 10 de diciembre de 2019, el actual presidente, Sr. Alberto Fernández, asumió el cargo. En cuanto a los resultados legislativos, el Frente de Todos logró conservar la mayoría en la Cámara de Senadores mientras que Juntos por el Cambio logró retener la mayoría en la Cámara de Diputados. En noviembre de 2021 se celebrarán elecciones legislativas, en

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cuyo marco se elegirá un tercio de los escaños de la Cámara de Senadores y la mitad de los de la Cámara de Diputados.

Recientemente, en las elecciones Primarias, Abiertas, Simultáneas y Obligatorias (PASO) que se celebraron en el país el pasado 12 de septiembre de 2021, la alianza “Frente de Todos”, de la que forma parte el Presidente de la Nación Alberto Fernández, perdió en los principales distritos de Argentina, solo imponiéndose en 7 de los 24 distritos electorales. La alianza opositora “Juntos por el Cambio” se impuso en 15 de los 24 distritos electorales, incluyendo distritos como la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos Aires. Las PASO definieron las candidaturas y las agrupaciones políticas que se presentarán en las elecciones generales a celebrarse el 14 de noviembre de 2021. En estas elecciones se renovará la mitad de la Cámara de Diputados (127 diputados) y un tercio del Senado de la Nación (24 senadores de 8 Provincias). En caso de mantenerse los resultados de las PASO para las elecciones generales, el Gobierno Nacional necesitará buscar apoyo político de la oposición para implementar sus propuestas políticas y económicas, lo que creará incertidumbre sobre la capacidad del Gobierno Argentino para aprobar ciertas medidas.

Las Compañías no pueden asegurar que los acontecimientos en Argentina no afecten a las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias o sociales del país y, en consecuencia, afecten a su negocio, resultado de las operaciones y situación financiera.

La pandemia actual generada por el virus del COVID-19 y las medidas gubernamentales adoptadas para limitar la propagación del virus están teniendo un impacto significativo en las economías internacionales y en la economía de Argentina

En el mes de diciembre de 2019, la Organización Mundial de la Salud (“OMS”) detectó una nueva cepa del virus del COVID-19 con origen en la ciudad de Wuhan, China y, en marzo de 2020, dicha organización caracterizó formalmente dicho brote como una pandemia. Los gobiernos de todo el mundo, incluyendo Argentina, han adoptado medidas extraordinarias tendientes a limitar la propagación del virus. Desde marzo de 2020, el Gobierno Nacional ha adoptado una serie de medidas extraordinarias entre las que deben destacarse, entre otras, las siguientes: aislamiento obligatorio, cierre de fronteras externas y restricciones de viajes dentro del territorio nacional, cierre de instituciones públicas y privadas, restricciones respecto de ciertas actividades económicas, controles de precios y la prohibición de proceder a despidos sin causa de trabajadores, cada una de las cuales tuvo como propósito detener la propagación del virus del COVID-19, mitigando al mismo tiempo los efectos de la pandemia actual sobre la economía argentina.

Resulta difícil determinar o predecir los efectos a largo plazo de la pandemia actual del COVID-19 u otras crisis de salud pública sobre la economía mundial y la economía de Argentina, incluyendo riesgos a la salud y seguridad de los ciudadanos, así como una disminución en la actividad económica lo cual, a su vez, podría generar una reducción de ingresos y aumento de gastos para el Gobierno Nacional. No resulta claro cuándo, en el caso que efectivamente suceda, podrán contenerse o resolverse dichas dificultades e incertidumbres y qué efectos podrán tener sobre las condiciones políticas y económicas globales a largo plazo. Asimismo, no podemos predecir la evolución de la pandemia de COVID-19 en Argentina ni las restricciones adicionales que podría imponer el Gobierno Nacional.

Las medidas implementadas hasta el momento por Argentina han dado lugar a una significativa desaceleración de la actividad económica, afectando adversamente el crecimiento económico en 2020. Las prolongadas medidas restrictivas que se han implementado con el fin de controlar la pandemia del COVID-19 podrían tener otros efectos materiales adversos adicionales sobre la economía de Argentina, cuya cuantificación se torna difícil a la fecha del presente.

Adicionalmente, la pandemia del COVID-19 ha tenido, y continúa teniendo, impacto sobre el sector energético de Argentina. En vista de las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio contempladas en el Decreto de Necesidad y Urgencia 297/2020 en respuesta a la pandemia del COVID-19, la demanda de energía en la industria y en el sector comercial ha disminuido un 8% durante 2020 en comparación con 2019, lo cual se ha visto parcialmente compensado por un incremento del 8% en el consumo residencial durante idéntico período. En el curso de los primeros seis meses de 2021, se registró un incremento de la demanda total de 4,8% y 4,4%, comparado con idénticos períodos de 2020 y 2019, respectivamente. Asimismo, como consecuencia de las demoras significativas en los cobros de montos procedentes de distribuidores, grandes usuarios y los aportes del Gobierno Nacional, CAMMESA ha extendido el plazo de pago a las generadoras en aproximadamente 40 días. Con respecto al marco regulatorio del programa Energía Base, CAMMESA también suspendió el mecanismo de ajuste por inflación para la remuneración fijada por la Resolución SE 31/20. Estas medidas afectan la situación financiera del sector de generación de electricidad y, si continúan empeorando, podrían afectar la

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cadena de pagos, tornando dificultoso el mantenimiento y poniendo en riesgo la disponibilidad de la capacidad instalada.

El Gobierno Nacional también ha suspendido la capacidad de las empresas distribuidoras de suspender o cortar los servicios a los usuarios que han incurrido en mora o falta de pago de hasta tres facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1º de marzo de 2020. La medida venció el 31 de diciembre de 2020, a través del Decreto 756/2020. Asimismo, la administración del presidente Alberto Fernández, por medio de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, suspendió todos los incrementos de tarifas por 180 días y estableció el relanzamiento de una revisión tarifaria integral o revisión de carácter extraordinario. El Poder Ejecutivo también intervino en los entes reguladores y supervisores de la industria de energía eléctrica y gas natural (ENRE y ENARGAS). La suspensión de los aumentos de precios fue extendida hasta el 23 de marzo de 2021 por medio de los Decretos 543/2020 y 1020/2020. En abril de 2021, el Gobierno Argentino autorizó un aumento de las tarifas de transmisión y distribución de electricidad y gas natural del 9%. No podemos predecir la evolución de la pandemia del COVID-19 en Argentina, ni tampoco las medidas adicionales que puede tomar el Gobierno Argentino.

Recientemente el 21 de septiembre de 2021, el Gobierno Argentino ha anunciado nuevas medidas sanitarias con relación a la pandemia del COVID-19 debido a la baja de contagios en todo el país. Si bien al día de la fecha aún no ha sido publicado el Decreto de Necesidad y Urgencia correspondiente, entre las medidas anunciadas se encuentran las siguientes: (i) el uso del tapabocas no será obligatorio al aire libre, siempre y cuando no haya aglomeración de personas, y seguirá siendo obligatorio su uso en espacios cerrados; (ii) se habilitan: (a) las reuniones sociales sin límites de personas; (b) el aforo del 100% en actividades económicas, industriales, comerciales, de servicios, religiosas, culturales, deportivas, recreativas y sociales; (c) los viajes grupales de personas jubiladas y estudiantes; (d) el aforo del 50% en las discotecas para personas con esquema completo de vacuna (14 días previos al evento); y (e) los eventos masivos de más de 1000 personas con aforo del 50% y protocolo específico. Dichas medidas tendrán vigencia a partir del 1 de octubre de 2021. Por último, con respecto al ingreso de extranjeros al país, se anunció que: (i) a partir del 24 de septiembre se elimina el aislamiento para los argentinos y residentes y extranjeros que vuelven del exterior por trabajo, con esquema completo vacunación, más test PCR negativo realizado dentro de las 72 hs. previas a viaje, más test antígeno al llegar al país y test PCR al día 7 del arribo; (ii) a partir del 1 de octubre se elimina la cuarentena por cualquier motivo para los extranjeros de países limítrofes; y (iii) a partir del 1 de noviembre se elimina la cuarentena por cualquier motivo para los extranjeros del resto de los países. Quienes no presenten esquema de vacunación completo deberán realizar cuarentena, test de antígeno al ingreso al país, y test de PCR al día 7 del arribo.

Una tasa de inflación persistentemente alta podría afectar negativamente la economía argentina

En el pasado, la inflación ha socavado la economía argentina y la capacidad del Gobierno Argentino para fomentar condiciones que permitan un crecimiento estable. En los últimos años hasta la fecha, la Argentina ha enfrentado altos niveles de inflación, evidenciadas principalmente en el aumento significativo de los precios de los combustibles, la energía y los alimentos. En 2017, el INDEC informó que el incremento del índice de precios al consumidor (“IPC”) fue del 24,8%, mientras que el aumento del índice de precios internos al por mayor (“IPM”) fue del 18,8%. En 2018, el INDEC registró una variación del IPC de 47,6% con respecto al año 2017, mientras que el aumento del IPM para el mismo período fue del 73,5%. En 2019, el INDEC registró una variación del IPC de 53,8% con respecto al año 2018, mientras que el aumento del IPM para el mismo período fue del 58,5%. En 2020, el INDEC registró un aumento del IPC del 36,1% respecto a 2019, mientras que el IPM aumentó un 35,4% respecto a 2019. Al 31 de julio de 2021, el INDEC registró un aumento del IPC del 29,1%, respecto al mismo período de 2020, mientras que el IPM aumentó un 32,7%, respecto al mismo período de 2020.

En el pasado, la inflación ha socavado la economía argentina y la capacidad del Gobierno Argentino de crear condiciones que impulsen el crecimiento. Un entorno de altos índices de inflación también podría afectar negativamente la competitividad internacional de Argentina, los salarios reales, las tasas de empleo, las tasas de consumo, las tasas de interés, y la confianza en el sistema bancario argentino, lo que podría limitar aún más la disponibilidad de crédito nacional e internacional para las empresas. El alto nivel de incertidumbre relacionado con las variables económicas mencionadas, y la falta general de estabilidad en términos inflacionarios, podrían generar plazos contractuales reducidos y afectar la capacidad de planificar con anticipación y tomar decisiones estratégicas. Esta situación podría tener un impacto negativo en la actividad económica, lo cual podría afectar significativa y negativamente los negocios, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de las Compañías.

Las políticas monetarias llevadas a cabo por el Banco Central para proporcionar asistencia financiera al Gobierno Argentino con el fin de financiar las medidas adoptadas en relación con la pandemia de COVID-19 en

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curso podrían desencadenar nuevas presiones inflacionistas durante el año 2021. El 6 de febrero de 2021, el Banco Central anunció que las nuevas estimaciones de inflación para los años 2021, 2022 y 2023 son del 50,0%, 39,0% y 30,2%, respectivamente, de acuerdo con su encuesta de expectativas de mercado (Relevamiento de Expectativas de Mercado) realizada entre el 27 y 29 de enero de 2021. Si los niveles de inflación se mantienen altos o siguen aumentando en el futuro, el desarrollo de la economía argentina podría verse afectado negativamente y el acceso al crédito podría volverse aún más restringido, y los resultados de operación podrían de las Compañías podrían verse materialmente afectados.

Las fluctuaciones en el valor del peso argentino podrían afectar negativamente la economía argentina

Las fluctuaciones en el valor del Peso continúan afectando la economía argentina. Desde el mes de enero de 2002, el valor del Peso ha fluctuado en forma significativa. Los niveles continuamente altos de inflación, junto con los controles de tipos de cambio formales y de hecho existentes hasta 2015 generaron un tipo de cambio oficial cada vez más sobrevaluado. Sumado a los efectos de los controles de tipos de cambio y las restricciones sobre el comercio exterior, los precios relativos altamente distorsionados generaron una pérdida de competitividad de la producción argentina y la obstaculización de las inversiones, dando lugar a una recesión económica. En 2018, 2019 y 2020, el Peso se depreció 50,3%, 36,9% y 29%, respectivamente, con respecto al Dólar Estadounidense. Al 30 de septiembre de 2021, el tipo de cambio fue de Ps. 104 por Dólar Estadounidense, lo que refleja un incremento del 30% con respecto al mismo periodo del año anterior. Ver "Información Adicional – c) Controles de Cambio" .

La depreciación del Peso podría tener un impacto negativo en la capacidad de ciertas empresas argentinas de atender el servicio de su deuda denominada en moneda extranjera, generar inflación, reducir significativamente los salarios reales y poner en peligro la estabilidad de las empresas cuyo éxito depende de la demanda del mercado local, afectando asimismo la capacidad del Gobierno Argentino de honrar sus obligaciones de deuda externa. Una apreciación significativa del peso frente al Dólar Estadounidense también presenta riesgos para la economía argentina, incluida la posibilidad de una reducción de las exportaciones (como consecuencia de la pérdida de competitividad externa). Tal apreciación también podría tener un efecto negativo sobre el crecimiento de la economía y el empleo y reducir la recaudación fiscal en términos reales.

Para el año terminado el 31 de diciembre de 2020, el 98% de nuestro EBITDA ajustado fue el resultado de nuestros CCEE con CAMMESA y los off-takers privados, que están denominados en Dólares Estadounidenses pero se pagan en Pesos al tipo de cambio oficial. En consecuencia, las fluctuaciones del valor del Peso frente al Dólar Estadounidense podrían tener un impacto significativo en nuestros resultados de operaciones.

El mantenimiento de controles cambiarios o el establecimiento de nuevos controles, restricciones a las transferencias al exterior y restricciones al ingreso de capitales podría limitar la disponibilidad de crédito internacional y podría amenazar al sistema financiero, lo cual podría afectar negativamente la economía argentina

En el pasado, el Gobierno Nacional incrementó los controles sobre la venta de moneda extranjera, limitando las transferencias de fondos al exterior. Las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional restringieron significativamente el acceso al mercado oficial de cambios y, como resultado de ello, se desarrolló un mercado no oficial de comercialización de Dólares Estadounidenses, en el cual el tipo de cambio entre el Peso y el Dólar Estadounidense difería considerablemente de la cotización oficial. Si bien la administración anterior había eliminado inicialmente las restricciones cambiarias en 2016, en setiembre de 2019, en respuesta a una significativa fuga de capitales del país, el Banco Central impuso restricciones a las operaciones con divisas las cuales continuaron en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2019. Luego del cambio de gobierno que tuvo lugar en diciembre de 2019, la actual administración ha extendido las medidas de manera indefinida, estableciendo nuevas restricciones, incluyendo un nuevo impuesto (impuesto solidario) sobre ciertas operaciones que implican la compra de moneda extranjera por residentes argentinos. Como consecuencia de la profundización de los controles de cambio, la diferencia entre el tipo de cambio oficial y otros tipos de cambio en el mercado informal que surgieron implícitamente como consecuencia de ciertas operaciones comúnmente celebradas en los mercados de capitales aumentó durante 2020, generando una brecha de aproximadamente 66% entre lo que se conoce como “contado con liquidación” y el tipo de cambio oficial al 31 de diciembre de 2020 y del 71% al 30 de junio de 2021.

Si bien el tipo de cambio oficial se ha estabilizado ampliamente desde la adopción de estos controles de cambio, no podemos asegurar que no se producirán fluctuaciones significativas del tipo de cambio en el futuro. Los controles de cambio actuales se aplican con respecto al acceso al mercado de divisas por residentes para fines de ahorro e inversión en el exterior, el pago de deudas financieras con el exterior, el pago de dividendos en

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moneda extranjera en el exterior, pagos de importaciones y exportaciones de bienes y servicios, y la obligación de ingreso y conversión a Pesos de fondos provenientes de las exportaciones de bienes y servicios, entre otras cuestiones. Véase “Información Adicional – c) Controles de Cambio” .

De conformidad con las Comunicaciones “A” 7106, 7133 y 7230, que fueron reemplazadas por la Comunicación “A” 7272, el Banco Central incluyó disposiciones restringiendo el acceso al mercado de cambios para realizar pagos de vencimientos de capital respecto de endeudamientos financieros con el exterior con vencimientos programados entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de diciembre de 2021. No podemos asegurar si el Banco Central extenderá dichas restricciones o adoptará restricciones de naturaleza similar en el futuro. Véase “Información Adicional – c) Controles de Cambio” .

No resulta posible prever el plazo de permanencia en vigencia de dichas medidas o si se impondrán restricciones adicionales. El Gobierno Nacional podría mantener o imponer nuevos controles de cambio, restricciones o bien adoptar otras medidas en respuesta a fugas de capitales o una depreciación significativa del Peso, lo cual podría limitar el acceso a los mercados de capitales internacionales, afectando la economía. Asimismo, dichas restricciones y medidas sobre control de cambios en evolución pueden dar lugar a pedidos de información, acciones ejecutivas y penalidades del Banco Central con motivo de discrepancias en cuanto a interpretaciones u otros motivos.

Como cuestión afín a ello, las reservas internacionales depositadas en el Banco Central han sufrido fluctuaciones de carácter significativo. Las reservas internacionales del Gobierno Nacional ascendieron a U$S 39.400 millones al 30 de diciembre de 2020 y U$S 46.300 millones al 25 de agosto de 2021. Las medidas que el Gobierno Argentino adopte en el futuro podrían reducir aún más el nivel de las reservas internacionales depositadas en el Banco Central en el futuro.

La disminución de los precios internacionales de los principales commodities exportados por la Argentina podría afectar negativamente la situación económica del país

Los mercados de materias primas agrícolas se caracterizan por una volatilidad generalmente elevada. Esta dependencia de la exportación de ciertos productos básicos, como la soja, ha hecho que la economía argentina sea vulnerable a las fluctuaciones de sus precios. Si los precios internacionales de las materias primas agrícolas siguen disminuyendo producto de, entre otras cuestiones, una recesión internacional generalizada, la economía de Argentina podría verse negativamente afectada, generando un impacto negativo sobre los ingresos fiscales del Gobierno Argentino, inclusive en su capacidad de cancelar su deuda, y sobre la disponibilidad de divisas. Asimismo, la producción agrícola, que representa una fuente importante de los ingresos por exportaciones de Argentina, podría verse negativamente afectada debido a condiciones climáticas adversas.

Cualquiera de estos sucesos podría afectar negativamente a la economía del país y, como resultado, los negocios, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de las Compañías.

Los elevados niveles de gasto público podrían dar lugar a consecuencias adversas para la economía argentina

En el pasado, el Gobierno Nacional aumentó el gasto público de manera significativa. En 2018, los gastos del sector público nacional aumentaron un 28,7%, y el gobierno informó un déficit fiscal primario de 2,4% del PBI. En 2019, los gastos del sector público nacional aumentaron un 44,3% y el gobierno informó un déficit fiscal primario de 0,44% del PBI. En 2020, los gastos del sector público nacional aumentaron un 47,0%, a 24,5% del PBI, y el gobierno informó un déficit fiscal primario del 6,5% del PBI, atribuible, en parte, al impacto de la pandemia del virus del COVID-19. Por otra parte, el saldo fiscal primario podría verse afectado adversamente en el futuro si el gasto público sigue aumentando a un ritmo más acelerado que los ingresos del Gobierno Nacional a causa de, por ejemplo, prestaciones de la seguridad social, asistencia financiera a provincias con problemas financieros y mayor gasto en obras públicas y subsidios, incluidos los subsidios a los sectores de energía y transporte.

Un deterioro adicional de las cuentas fiscales podría afectar adversamente la capacidad del Gobierno Nacional de acceder a los mercados financieros a largo plazo y, a su vez, limitar más el acceso de las compañías argentinas a dichos mercados. Adicionalmente, un deterioro adicional de las cuentas fiscales podría afectar la capacidad del Gobierno Nacional de continuar brindando subsidios a los consumidores del sector eléctrico. A la fecha de este Prospecto, no pueden preverse con exactitud las consecuencias sobre la economía argentina que podrían derivar de alguna medida adoptada por el Gobierno Nacional para cumplir con los objetivos fiscales y de inflación.

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La capacidad del Gobierno Argentino de obtener financiación en los mercados de capitales internacionales podría ser limitada o demasiado onerosa, lo cual podría afectar su capacidad para implementar reformas y promover el crecimiento económico

El Gobierno Nacional ha incumplido el pago de sus instrumentos de deuda soberana en el pasado, en 2001/2002 y nuevamente en épocas recientes, en 2019/2020, y puede incumplir el pago de su deuda soberana en el futuro. Como consecuencia de ello, el Gobierno Nacional podrá no tener acceso a financiación internacional o dicho acceso podría ser demasiado oneroso, lo cual podría limitar su capacidad de efectuar inversiones y promover el crecimiento económico. Adicionalmente las compañías en el sector público argentino podrían asimismo encontrar dificultades para acceder a la financiación internacional, a costos razonables o en modo alguno.

Durante el mes de marzo de 2020, el Gobierno Nacional llevó a cabo conversaciones con varios grupos de acreedores para analizar un proceso de sostenibilidad de la deuda argentina. Con respecto a los bonos internacionales de Argentina, en abril de 2020, el Poder Ejecutivo Nacional aprobó la reestructuración de ciertos bonos globales emitidos bajo legislación extranjera por un monto de hasta U$S 65.000 millones. El 31 de agosto de 2020, el Gobierno Nacional anunció que había obtenido los consentimientos para canjear 99% del monto total de capital pendiente de pago de los bonos globales elegibles de todas las clases, tras lo cual se perfeccionó el canje.

El 13 de marzo de 2020, el Ministro de Economía envió una carta a los miembros del Club de París manifestando la decisión de Argentina de posponer hasta el 5 de mayo de 2021 el pago de U$S 2.100 millones cuyo vencimiento original se produjo el 5 de mayo de 2020, de conformidad con el acuerdo de cancelación de deuda celebrado entre Argentina y los miembros del Club de París el 29 de mayo de 2014 (el “Acuerdo de Cancelación de Deuda del Club de París de 2014”). Asimismo, el 7 de abril de 2020, el Ministerio de Economía envió una propuesta a los miembros del Club de París para modificar los términos vigentes del Acuerdo de Cancelación de Deuda del Club de París de 2014, buscando principalmente una prórroga de las fechas de vencimiento y una reducción significativa de la tasa de interés. En junio de 2021, las partes acordaron que Argentina abonaría U$S430 millones al grupo antes de finalizar el mes de julio y el resto durante el año siguiente para evitar el default en julio de 2021.

En junio de 2018 el Gobierno Nacional llegó a un acuerdo con el FMI para una línea de crédito por un monto de US$ 50.000 millones con una duración de 3 años, el cual fue modificado posteriormente elevando el monto a US$ 57.100 millones hasta 2021. Luego de un informe del FMI de febrero de 2020 dando cuenta que la deuda de Argentina podría no ser sustentable, el Gobierno Nacional solicitó el inicio de conversaciones con el FMI para renegociar el acuerdo. Las negociaciones con el FMI siguen en curso desde el 9 de noviembre de 2020. Existe incertidumbre acerca de si el Gobierno Nacional tendrá éxito en la renegociación de su acuerdo con el FMI y, en caso que éste sea renegociado, en qué términos se concluirá. Asimismo, no podemos asegurar si la pandemia actual generada por el virus del COVID-19 afectará de manera adversa este proceso de renegociación.

El 24 de junio de 2021, el Morgan Stanley Capital Index (“MSCI”), en su informe de clasificación de mercados, reclasificó al mercado argentino de la categoría “Mercados Emergentes” a la categoría “Independiente” o “Mercados Independientes”, clasificación que se reserva para aquellos países que tienen barreras de accesibilidad a los inversores extranjeros, tensiones políticas, mercados de capitales pequeños y economías pobres o que carecen de regulaciones adecuadas. En el caso de Argentina, la clasificación como mercado “Independiente” se debió a la prolongada severidad de los controles de cambio en el mercado de capitales que no se ajusta a los criterios de accesibilidad del índice del MSCI Mercados Emergentes. Como resultado de la reclasificación, varias empresas argentinas sufrieron un impacto negativo en el precio de sus acciones, y pueden tener mayores dificultades para obtener financiación en el futuro.

Como en el pasado, este proceso de reestructuración podría derivar en reclamos judiciales contra el Gobierno Nacional y afectar adversamente su capacidad para implementar las reformas necesarias para impulsar el crecimiento económico. Asimismo, debido a incumplimientos respecto del pago de su deuda, pasados o futuros, no podemos asegurar que Argentina tendrá acceso a financiación internacional en el futuro, sobre términos favorables o en modo alguno. Si Argentina no pudiera acceder a financiación, no estará en condiciones de impulsar el crecimiento económico o invertir en el país. Como consecuencia de ello, no podemos asegurar que las compañías del sector privado de Argentina tendrán acceso a financiación sobre términos favorables o

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efectivamente tendrán acceso a la financiación, lo cual podría afectar adversamente nuestros negocios, nuestra situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

La intervención del Gobierno Argentino en la economía argentina podría socavar los negocios y la confianza de los inversores

El Gobierno Nacional ejerce un control sustancial sobre la economía y podría incrementar su nivel de intervención en ciertas áreas de la economía, incluso mediante la regulación de las condiciones del mercado y los precios.

En el pasado reciente, el Gobierno Nacional aumentó el nivel de intervención en la economía a través de, entre otras, medidas de expropiación y nacionalización, controles de precios, controles cambiarios y restricciones a los flujos de capitales. Por ejemplo, en 2012, el Gobierno Nacional expropió las acciones de Repsol S.A. en YPF S.A., la mayor compañía de petróleo y gas de argentina, aumentando así su influencia en el sector energético. En el año 2020, en el marco de la emergencia sanitaria declarada por el brote del coronavirus COVID-19, el Gobierno Argentino ha dictado diversas medidas a fin de evitar el deterioro de la economía, incluyendo la congelación de precios de las locaciones y de las tarifas, y la prohibición de despidos. Además, en junio de 2020, el Gobierno Argentino ordenó la intervención temporal por 60 días del grupo Vicentín S.A.I.C. para garantizar la continuidad de las operaciones de la empresa y preservar los puestos de trabajo y los activos.

En el futuro, el nivel de intervención en la economía por parte del Gobierno Argentino podría continuar o aumentar, incluso en respuesta al descontento social, mediante la expropiación, nacionalización, intervención, renegociación forzosa o modificación de los contratos existentes, las nuevas políticas fiscales, el establecimiento de controles de precios, los cambios en las leyes, los reglamentos y las políticas que afectan al comercio exterior y a la inversión. Además, las Compañías se dedican al negocio de la generación de energía, por lo que sus negocios o activos pueden ser considerados de interés público por el Gobierno Argentino y estar sujetos a incertidumbres políticas, incluyendo la expropiación o nacionalización del negocio o activos de las Compañías, o estar sujetos a la renegociación o anulación de los contratos existentes, y otros riesgos similares. En caso de expropiación, las Compañías pueden tener derecho a recibir una indemnización por la cesión de sus activos. Sin embargo, el precio a percibir puede no ser el de mercado o no ser suficiente para pagar sus pasivos, y es posible que tengan que emprender acciones legales para reclamar una compensación adecuada o para recibirla.

Estas medidas pueden afectar negativamente a la economía argentina y, a su vez, a las actividades, resultados de las operaciones y situación financiera de las Compañías, así como a la capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

La presión del Gobierno Argentino o los sindicatos de trabajadores requiriendo aumentos salariales y/o beneficios adicionales podría afectar negativamente las condiciones comerciales del país

En el pasado, el Gobierno Nacional aprobó leyes y normas por las cuales se ha obligado a las empresas del sector privado a mantener ciertos niveles salariales y brindar beneficios adicionales a sus empleados. Asimismo, los empleadores, tanto en el sector público como en el privado, han sido objeto de fuertes presiones ejercidas por trabajadores y organizaciones gremiales para que brinden aumentos salariales y otros beneficios. El Gobierno Nacional ha aumentado en diversas oportunidades el salario mensual mínimo. Adicionalmente, ha dispuesto diversas medidas para atenuar el impacto de la inflación y la fluctuación del tipo de cambio en los salarios.

Las relaciones laborales en la Argentina están reguladas por legislación específica, tal como la Ley de Contratos de Trabajo 20.744 y la Ley de Convenios Colectivos de Trabajo 14.250, que disponen, entre otras cuestiones, cómo han de llevarse adelante las negociaciones salariales y de otra índole. La mayoría de las actividades industriales o comerciales están reguladas por un convenio colectivo de trabajo específico, que agrupa a todas las empresas según el sector industrial y por sindicatos. Si bien el proceso de negociación es uniforme, cada cámara de industria o comercio y/o cada compañía negocia los incrementos salariales y beneficios laborales con el sindicato correspondiente a dicha actividad comercial o industrial. Las partes están sujetas a la decisión final una vez aprobada por la autoridad laboral y deben cumplir con los aumentos salariales establecidos para todos los empleados representados por el sindicato respectivo y a quienes se aplica el convenio colectivo de trabajo.

Entre las medidas adoptadas por la administración de Alberto Fernández para hacer frente a la crisis social y económica existente en Argentina, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto 34/2019, de fecha 13 de diciembre de 2019, por el cual se estableció que, en caso de despidos sin causa durante seis (6) meses, los

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empleados gozan del derecho de percibir el doble de la indemnización, lo cual fue extendido a través del Decreto 39/2021 hasta el 31 de diciembre de 2021, aunque con un tope de Ps. 500.000. El Decreto 34/2019 se dictó con motivo de la emergencia económica y el aumento del desempleo y su propósito fue el de disuadir a los empleadores de despedir a su personal. Dicha medida fue posteriormente reforzada en virtud del Decreto 329/2020, dictado en medio de la pandemia del COVID-19, en virtud del cual se prohibieron los despidos sin causa o con causa bajo el pretexto de fuerza mayor o falta/disminución de trabajo no imputable al empleador por un período de 60 días, prohibición que se prorrogó hasta el 31 de diciembre de 2021, en virtud del Decreto 413/2021. Adicionalmente, el 14 de agosto de 2020, el Congreso Nacional sancionó la Ley de Teletrabajo N° 27.555. El propósito de dicha ley es establecer requisitos mínimos legales para la regulación del teletrabajo en aquellas actividades que, debido a su naturaleza y características particulares, lo permitan. Asimismo, esta ley incorpora al régimen de contrato aprobado por la Ley N° 20.744 determinadas provisiones relacionadas al teletrabajo como la jornada laboral, los elementos de trabajo y los derechos y obligaciones del empleado, entre otros.

No puede asegurarse que el Gobierno Argentino no adoptará medidas en el futuro por las que se exija a los empleadores un aumento de salarios y/o el otorgamiento de beneficios laborales o que nuestros empleados y/o las organizaciones gremiales no presionarán directamente para obtener dichos aumentos. Dichos aumentos podrían dar lugar a un incremento de nuestros gastos operativos y, por ende, podrían afectar negativamente los resultados de nuestras operaciones.

La incapacidad de abordar adecuadamente los riesgos efectivos y percibidos de deterioro institucional y corrupción podría afectar adversamente la economía argentina y la situación financiera

La ausencia de un marco institucional sólido y la corrupción han sido, y continúan siendo, identificadas como un problema significativo para Argentina. En la encuesta del Índice de Percepción de la Corrupción 2020 de Transparencia Internacional respecto de 180 países, Argentina ocupó el lugar 78, con una mejora respecto de la encuesta anterior de 2018. En el informe Doing Business 2020 del Banco Mundial, Argentina calificó en el puesto 126 entre 190 países, ocupando el puesto 119 en 2019.

Reconociendo que estas cuestiones podrían desencadenar más inestabilidad política, distorsiones en el proceso de toma de decisiones y podrían afectar adversamente la reputación internacional de Argentina y su capacidad para atraer inversiones extranjeras, el Gobierno Nacional ha anunciado diversas medidas destinadas a robustecer las instituciones de Argentina y poner freno a la corrupción, incluyendo, sin limitación alguna, la reducción de condenas a cambio de brindar cooperación al Gobierno Nacional en investigaciones sobre corrupción, mayor acceso a la información por parte del público, confiscación de activos a funcionarios corruptos, otorgamiento de mayores facultades a la Oficina Anticorrupción y la aprobación de una nueva legislación sobre ética pública. La capacidad del Gobierno Nacional de implementar dichas iniciativas es incierta dado que justificaría la intervención del Poder Judicial, esto es un poder independiente, así como el respaldo legislativo. No se puede asegurar si la implementación de estas medidas resultará exitosa.

Históricamente el desempeño económico de Argentina ha sido, y continuará siendo, influido por su contexto político. Las crisis políticas han afectado, y continuarán afectando, la confianza entre los inversores y el público en general que históricamente ha dado lugar a recesiones económicas y ha aumentado la volatilidad de los títulos con riesgo argentino subyacente. La reciente inestabilidad económica en Argentina ha dañado la confianza del mercado en la economía argentina y ha menoscabado el ambiente político. Las débiles condiciones macroeconómicas de Argentina subsistieron durante 2018, exacerbadas desde 2019 hasta el primer trimestre de 2021, inclusive.

La incapacidad del Gobierno Nacional de abordar adecuadamente estos riesgos efectivos y percibidos de deterioro institucional y corrupción podría afectar adversamente la economía Argentina y la situación patrimonial lo cual, a su vez, podría afectar adversamente nuestros negocios, nuestra situación financiera y el resultado de nuestras operaciones.

La economía argentina podría verse afectada negativamente por acontecimientos económicos en otros mercados

La economía argentina sigue siendo vulnerable a los embates externos que se pueden generar por sucesos adversos en la región o a nivel mundial. Una baja significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales socios comerciales de la Argentina (entre ellos Brasil, la Unión Europea, China y los Estados Unidos), podría tener un impacto material adverso significativo en la balanza comercial de Argentina y afectar adversamente la economía del país. Asimismo, Argentina podría verse afectada por las condiciones económicas

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y de mercado de otros mercados a nivel mundial, como fue el caso en 2008, cuando la crisis económica mundial dio lugar a una abrupta caída en la actividad económica de Argentina en 2009. La actual pandemia provocada por el virus del COVID-19 ha tenido, y continúa teniendo, un impacto significativo sobre la economía global y las economías de los países de América Latina, siendo imposible de predecir en este momento la plena repercusión de ello.

En el pasado, las economías de mercados emergentes se vieron afectadas por cambios en la política monetaria de los Estados Unidos, generando en ocasiones la reversión de inversiones y una creciente volatilidad del valor de sus divisas. Durante el año 2018, la curva de tasas de interés en Estados Unidos se desplazó hacia arriba, generando una devaluación generalizada en los mercados emergentes, siendo la Lira de Turquía y el Peso las monedas más afectadas en la relación de cambio con el Dólar Estadounidense. Sin embargo, en julio de 2019, la Reserva Federal de los Estados Unidos redujo las tasas por primera vez desde 2008, indicando una expectativa de menor crecimiento en el futuro, manteniéndose bajas las tasas a largo plazo durante 2020 y 2021 hasta la actualidad. Si las tasas de interés aumentan de manera significativa en las economías desarrolladas, incluyendo los Estados Unidos, podría resultar más difícil y costoso para las economías de mercados emergentes, incluyendo Argentina, tomar capital en préstamo y refinanciar los endeudamientos existentes, lo cual afectaría negativamente su crecimiento económico.

El anterior presidente de los Estados Unidos, Donald Trump, generó gran incertidumbre en cuanto a las relaciones entre los Estados Unidos y otros países, incluso con respecto a políticas de comercio, tratados, regulaciones estatales y tarifas aplicables a las relaciones entre los Estados Unidos y otros países. El 4 de noviembre de 2020, Joe Biden fue elegido presidente de los Estados Unidos. No se puede predecir si la administración del presidente Biden continuará aplicando similares medidas proteccionistas a las relaciones comerciales entre los Estados Unidos y otros países o si dichas medidas podrán afectar a Argentina, las condiciones económicas globales y la estabilidad de los mercados financieros mundiales.

Adicionalmente, las dificultades que afrontó la Unión Europea para estabilizar las economías de algunos de sus países miembros tienen implicancias internacionales que afectaron la estabilidad de los mercados financieros mundiales, lo que ha obstaculizado las economías a nivel mundial. En el mes de junio de 2016, el Reino Unido votó a favor de la salida de este país de la Unión Europea (“Brexit”). Dicha salida se efectivizó el 1 de febrero de 2020. Los efectos del Brexit son aún inciertos. Además, el Brexit podría causar inestabilidad política, legal y económica tanto en la Unión Europea como en el Reino Unido y, consecuentemente, producir un impacto negativo en Argentina.

En julio de 2019, el Mercado Común del Sur (“MERCOSUR”) logró firmar un acuerdo de asociación estratégica con la Unión Europea el cual se prevé que entrará en vigencia en 2021, una vez aprobado por las legislaturas pertinentes de cada país miembro. El objetivo de este acuerdo es promover las inversiones, favorecer la integración regional, aumentar la competitividad de la economía y lograr un incremento del PBI. Sin embargo, el efecto que el acuerdo podría tener en la economía argentina y en las políticas implementadas por el Gobierno Argentino es incierto.

Argentina podría verse afectada adversamente por los acontecimientos económicos o financieros negativos en otros países. No podemos asegurar que los acontecimientos en otros países no afectarán las condiciones macroeconómicas, políticas o sociales en Argentina y, en consecuencia, nuestros negocios, los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación financiera.

Cualquier disminución en la calificación de riesgo o en la perspectiva de calificación de riesgo de la Argentina podría afectar negativamente la calificación de riesgo de nuestras obligaciones negociables

El endeudamiento a largo plazo denominado en moneda extranjera de la Argentina ha sido calificado como “Ca” por la calificadora de riesgo Moody, como “CCC +” por la calificadora S&P y como “CCC” por la calificadora Fitch. Sin perjuicio de ello, como resultado del cierre de la renegociación de la deuda con los acreedores privados y en virtud del inicio de la negociación del nuevo acuerdo con el FMI, el 28 de septiembre de 2020 las agencias calificadoras decidieron elevar la calificación de riesgo de la deuda soberana de la Argentina.

No podemos garantizar que la calificación de riesgo o la perspectiva de calificación de riesgo de la Argentina no se vea rebajada en el futuro, lo que podría tener un efecto adverso tanto en la calificación de riesgo como en el precio de mercado de nuestras obligaciones negociables.

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Riesgos relacionados con el sector energético argentino

El Gobierno Argentino ha intervenido en el mercado eléctrico en el pasado, y es esperable que continúe interviniendo en el futuro

Históricamente, la industria eléctrica en Argentina ha sido significativamente controlada por el Gobierno Nacional a través de compañías de propiedad del Gobierno Nacional que desarrollan actividades relacionadas con la generación, transporte y distribución de energía eléctrica. Desde 1992, comenzando con las privatizaciones de diversas compañías del sector público, el Gobierno Nacional ha ido reduciendo su control sobre la industria. Sin embargo, la industria eléctrica continúa sujeta a intensa regulación e intervención estatal.

La Ley 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”) que autorizaba al Poder Ejecutivo Nacional a renegociar sus contratos de obras y servicios públicos, y otras regulaciones emitidas en respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002 generaron distorsiones significativas en el marco regulatorio aplicable al sector eléctrico, lo cual afectó severamente a las empresas de generación, distribución y transporte de electricidad. Dichas distorsiones incluyeron, entre otras, el congelamiento de los márgenes de distribución, la revocación de los ajustes y mecanismos de actualización de las tarifas por inflación y ajustes en función de índices de precios mayoristas, una limitación a la capacidad de las compañías dedicadas a la distribución de energía eléctrica de trasladar al consumidor los aumentos de costos debido a cargos regulatorios y la introducción de un nuevo mecanismo de fijación de precios en el MEM, todo lo cual ha tenido un impacto significativo en las empresas generadoras de energía eléctrica y empresas de transporte y distribución, causando diferencias sustanciales en el precio de mercado y el pagado por los usuarios residenciales. Para obtener mayor información sobre los cambios en el marco regulatorio aplicable al sector de energía eléctrica de Argentina introducidos por la Ley de Emergencia Pública, véase "Información de las Co-Emisoras–Sector Eléctrico Argentino" . Dichas medidas, en un contexto de alta inflación y la devaluación del Peso de los últimos años, derivaron en una significativa disminución de los ingresos y un incremento sustancial de los costos en términos reales, que ya no pudieron ser recuperados a través de ajustes de márgenes o mecanismos de fijación de precios de mercado. Esta situación, a su vez, forzó a muchas empresas de servicios públicos a suspender los pagos de su deuda financiera, lo cual les impidió la obtención de financiamiento adicional en los mercados de crédito nacionales o internacionales y la realización de mayores inversiones. Asimismo, la administración anterior de la presidenta Fernández de Kirchner continuó interviniendo en la industria eléctrica, a través de, por ejemplo, el otorgamiento de ciertos aumentos temporarios en los márgenes, proponiendo un nuevo régimen de tarifas para los residentes de las áreas más afectadas por la pobreza, aumentando la remuneración de los generadores por capacidad, operación y servicios de mantenimiento, creando cargos específicos a los fines de recaudar fondos para ser transferidos a fondos fiduciarios administrados por el Gobierno Nacional para financiar inversiones en la infraestructura de generación y distribución, encomendando inversiones obligatorias para la construcción de nuevas centrales de generación y la expansión de las redes de transporte y distribución existentes.

En 2015, la administración del presidente Macri declaró el estado de emergencia con respecto al sistema público de energía eléctrica, el cual se mantuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2017. El estado de emergencia permitió al Gobierno Nacional tomar medidas previstas para garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como la instrucción al entonces Ministerio de Energía y Minería de elaborar e implementar, con la cooperación de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía por parte de las entidades públicas. Adicionalmente, el Gobierno Nacional y ciertos gobiernos provinciales aprobaron ajustes de precios significativos y aumentos en las tarifas aplicables a ciertas empresas de generación y distribución. El Gobierno Nacional también ha implementado procesos de licitación pública para el desarrollo de proyectos de nueva generación de fuentes de energía térmica y fuentes de origen renovable.

El 28 de febrero de 2019, a través del dictado de la Resolución 1/2019, la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico introdujeron modificaciones adicionales a la remuneración bajo el marco regulatorio del programa Energía Base, reduciendo los pagos fijos por disponibilidad de los generadores térmicos y disponiendo ajustes adicionales basados en el despacho de energía por cada unidad. Estas modificaciones tuvieron un efecto negativo en la compensación total recibida por los generadores térmicos bajo el referido marco regulatorio. Asimismo, la Resolución 31/2020 de la Secretaría de Energía, emitida el 26 de febrero de 2020, derogó la anterior Resolución 1/2019 y aprobó una nueva estructura remunerativa para los generadores, auto generadores y co-generadores del MEM que no dispongan de un CE, estableciendo que dicha remuneración será fijada en Pesos y que dichos valores serán ajustados mensualmente. Asimismo, la Resolución 31/2020 modificó parcialmente la Resolución 1/2019 y estableció un nuevo esquema de remuneración con efectos al 1º de febrero de 2020 que contempló, entre otras cuestiones, un ajuste mensual por inflación en función de una fórmula que contempla la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM), publicados por el INDEC. De igual forma, el 21 de mayo de 2021, la Secretaría de Energía dictó la Resolución 440/2021 que derogó la Resolución 31/2020 y fijó un nuevo esquema de

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precios aplicables a los agentes del MEM, con aumentos nominales en torno al 29% en comparación con la resolución derogada, con efectos retroactivos al mes de febrero de 2021.

Con respecto a las empresas de distribución de energía eléctrica, el 17 de abril de 2019, la administración del presidente Macri anunció que las tarifas aplicadas por las compañías de distribución de electricidad no serían objeto de incremento alguno durante los meses restantes de 2019. Posteriormente, el 21 de diciembre de 2019, el Congreso de la Nación aprobó la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, por la cual se declara en Argentina la emergencia pública en materia económica, financiera, administrativa, previsional, energética, sanitaria y social, delegando amplias facultades al Poder Ejecutivo Nacional para, entre otras cuestiones, garantizar la sostenibilidad de la deuda pública, reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético a través de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente y reordenar el funcionamiento de los entes reguladores del sistema energético. En cuanto al sector de energía, la ley ha facultado primordialmente al Poder Ejecutivo Nacional, entre otras cuestiones, a mantener las tarifas de electricidad y gas natural a los valores existentes y proceder a la revisión del esquema tarifario integral en vigencia. Asimismo, en virtud de lo dispuesto en el Artículo 5 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, se contempló la suspensión de todo aumento tarifario por un plazo de ciento ochenta (180) días. En el mes de abril de 2021, se aprobaron incrementos tarifarios en torno al 9% en términos nominales, conforme se indica más abajo.

Adicionalmente, a través del Decreto 311/2020 y sus modificatorias, el Poder Ejecutivo Nacional estableció la prohibición para las empresas prestadoras de los servicios públicos de energía eléctrica de disponer la suspensión de los servicios en los casos de mora o falta de pago durante el 2020, con el fin de mitigar el impacto de la situación generada por la pandemia del COVID-19 en los hogares y empresas.

El 17 de diciembre de 2020, el Decreto 1020/2020 dispuso (i) el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las empresas prestadoras de servicios públicos de transporte y distribución de electricidad y gas natural, (ii) la prórroga del plazo de congelamiento de las tarifas de electricidad y gas natural y (iii) la extensión de la intervención de ENARGAS y ENRE hasta el 31 de diciembre de 2021 o hasta la renegociación de la mencionada revisión tarifaria, lo que suceda en primer lugar.

El 5 de marzo de 2021, el ENRE dictó la Resolución 58/2021, instruyendo a EDENOR y a EDESUR a emitir las liquidaciones de servicio público de energía eléctrica únicamente con los importes correspondientes a los consumos del período liquidado y a informar las deudas que se hayan originado o incrementado durante la vigencia de las medidas sanitarias de Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio (ASPO) y Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO), sin contemplar intereses. Hasta ese momento, EDENOR y EDESUR deberán abstenerse de perseguir el cobro de dichas deudas. Asimismo, EDENOR y EDESUR deberán abstenerse de suspender el suministro de los servicios por los montos adeudados hasta el 28 de febrero del 2021.

El 30 de abril de 2021, el ENRE implementó un ajuste tarifario del 9% a través de las Resoluciones 106/2021 y 107/2021, aplicables a los usuarios de EDESUR y EDENOR. El 9 de agosto de 2021, el ENRE emitió las Resoluciones 262/2021 y 263/2021, que autorizaban nuevos valores tarifarios aplicables a Grandes Usuarios de Distribuidores ("GUDI"), cuya electricidad es adquirida directamente a EDENOR y EDESUR, respectivamente. Dichas resoluciones derivaron en un incremento tarifario del 3%.

Las Compañías no tienen ningún control ni pueden predecir si las regulaciones existentes u otras regulaciones, políticas o medidas que pueda adoptar el Gobierno Argentino en el futuro no tendrán un efecto material adverso en sus negocios y resultados operativos. Además, no se pueden asegurar que este gobierno o los subsiguientes no adopten en el futuro una legislación de emergencia similar a la Ley de Emergencia Pública u otras regulaciones similares que puedan afectar aún más a sus ingresos y márgenes o aumentar sus obligaciones mediante nuevas regulaciones, lo que afectaría negativamente al negocio, resultados operativo y situación financiera de las Compañías.

Éstas no pueden asegurar que el marco regulatorio actual que rige su relación contractual con CAMMESA bajo nuestros CCEE, o los programas y políticas en relación con el sector eléctrico continuarán en el futuro, o que sus CCEE no serán modificados por CAMMESA o cualquier otra autoridad gubernamental en el futuro. A pesar de que nos correspondería recibir compensación en caso de ocurrir cambios regulatorios que entren en conflicto con los términos de sus CCEE, podría resultar necesario el inicio de acciones legales para reclamar la compensación adecuada o incluso recibir dicha compensación, con resultados inherentemente inciertos. Asimismo, el impacto que generará la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, así como las medidas que podrían ser adoptadas por la administración a nivel nacional, provincial y local, sobre la economía argentina y el sector energético argentino continúa siendo incierto y podrá afectar adversamente el negocio, la situación financiera y el resultado operativo de las Compañías.

La demanda de electricidad puede verse afectada por los aumentos de precios, lo cual podría llevar a las generadoras eléctricas a registrar menores ingresos

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La demanda de electricidad se ha visto impulsada principalmente por el relativo bajo costo, en términos reales, de la electricidad para los consumidores en virtud de los subsidios estatales. En marzo de 2016, el Gobierno Nacional unificó e incrementó los precios de la energía al por mayor para todo el consumo en Argentina, eliminó ciertos subsidios a la energía e implementó un plan de incentivos (a través de descuentos) para ciertos clientes residenciales. Sin embargo, el 17 de abril de 2019, la administración del presidente Macri anunció que no se incrementarían las tarifas aplicadas por empresas de distribución eléctrica durante el resto del año 2019. En esa misma línea, la administración del presidente Fernández suspendió todos los aumentos de tarifas durante 2020 a través de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva (conforme fuera modificada por los Decretos 543/2020 y 1020/2020). En mayo de 2021, se aprobaron aumentos de las tarifas de distribución y transporte (aumentos en torno al 9% en términos nominales). Dichos aumentos podrán tener un impacto sobre la demanda de los consumidores finales. Todo aumento significativo en los precios de la energía en el futuro para los consumidores (sea a través de un aumento de tarifas o mediante un recorte de subsidios al consumidor) podría resultar en una disminución de la demanda de energía que generamos.

A su vez, una caída en la demanda eléctrica también podría afectar adversamente los ingresos de las Compañías por ventas bajo los marcos regulatorios del programa Energía Base y la Resolución SE 220/2007 en la proporción de tales ingresos que obtenemos por la energía que despachan como asimismo la capacidad de renovar sus CCEE o celebrar nuevos CCEE sobre términos favorables o efectivamente celebrar nuevos CCEE. Dicha reducción también podría dar lugar a una caída de los precios de capacidad a futuro, cuando se produzca el vencimiento de los CCEE de largo plazo o bajo los acuerdos del programa Energía Base. Todo ello puede provocar menores ingresos que los actualmente contemplamos y ello puede, a su vez, tener un efecto material adverso significativo en los negocios y los resultados de operaciones de las Compañías.

Las Compañías operan en un sector fuertemente regulado que impone costos significativos a su actividad comercial, y son pasibles de sanciones y obligaciones que podrían tener un efecto adverso significativo sobre los resultados de sus operaciones

Las Compañías se encuentran sujetas a un amplio marco regulatorio y órganos de supervisión federales, provinciales y municipales generalmente aplicables a las empresas que operan en Argentina, incluyendo leyes y regulaciones en materia laboral, de la seguridad social, de salud pública, de defensa al consumidor, ambiental, de defensa de la competencia y de control de precios. Argentina está integrada por 23 provincias y una ciudad autónoma (la Ciudad Autónoma de Buenos Aires), cada una de las cuales tiene, de conformidad con la Constitución Nacional, facultades para aprobar su propia legislación en materia de impuestos, asuntos ambientales y el uso del espacio público. En cada provincia, los gobiernos municipales también tienen la facultad de regular tales materias. Si bien se considera que la generación de electricidad es una actividad de interés general sujeta a regulaciones federales siempre que, entre otras cosas, la central suministre energía al SADI, debido a que contamos con instalaciones en varias provincias, también estamos sujetos a las leyes provinciales y municipales en áreas diferentes al sector eléctrico.

Hemos realizado, y seguiremos realizando, importantes gastos para mantener el cumplimiento de dichas normas. Estas leyes y regulaciones también nos obligan a obtener y mantener permisos, licencias y aprobaciones medioambientales para la construcción de nuevas instalaciones o la instalación y puesta en funcionamiento de nuevos equipos necesarios para la realización de la actividad de las Compañías. Algunos de estos permisos, licencias y aprobaciones deben ser renovados periódicamente.

A la fecha de este Prospecto, las Compañías no pueden garantizar que los futuros desarrollos en las provincias y municipios en materia de impuestos (incluyendo impuestos por ventas, impuestos por servicios de seguridad y salud, e impuestos generales), cuestiones ambientales, el uso del espacio público u otros asuntos no tendrán un efecto material adverso en el negocio, los resultados de operaciones y la situación financiera de las Compañías. Es posible que, a fin de cumplir con las regulaciones actuales o futuras estas deban incurrir en gastos significativos y desviar fondos de inversiones planificadas de forma tal que podría tener un efecto material adverso significativo sobre la situación patrimonial y el resultado de las operaciones de las Compañías. Asimismo, la aprobación de nuevas normas medioambientales, sanitarias y de seguridad podría obligar a las Compañías a realizar importantes inversiones de capital, limitando la capacidad para ampliar sus infraestructuras y satisfacer el aumento de la demanda de energía eléctrica. Aunque algunos de los CCEE de las Compañías incluyen clausulas en virtud de las cuales podemos refacturar ciertos costos de capital, operativos o de compliance resultantes de ciertos cambios en la legislación, en particular, en las leyes medioambientales, y leyes de salud y seguridad ambiental; o en la interpretación de dichas leyes, incluyendo requisitos nuevos o más estrictos relacionados con el aire, el ruido, los residuos peligrosos y las emisiones de aguas residuales o los impuestos ecológicos; las mismas podrían someter a las Compañías a mayores costos de capital, de operativos o de compliance , y podrían limitar la disponibilidad de sus fondos para otros fines, así como la capacidad para ampliar sus infraestructuras y satisfacer el aumento de la demanda, lo que podría afectar negativamente al negocio,

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los resultados de operaciones y la situación financiera de las Compañías.

Asimismo, cualquier incumplimiento de los términos o las posibles reinterpretaciones de leyes y regulaciones vigentes, así como la aprobación de nuevas leyes o regulaciones, por ejemplo en materia de almacenamiento de combustibles y otros materiales, materiales volátiles, ciberseguridad, emisiones o calidad del aire, transporte y eliminación de desechos peligrosos y sólidos, y otras cuestiones ambientales, pueden hacer pasibles a las Compañías del pago de multas o sanciones, reclamos por daños medioambientales, obligaciones indemnizatorias, la revocación de permisos medioambientales o la clausura temporal o definitiva de instalaciones.

Los cambios en los marcos regulatorios que regulan la venta de la electricidad puede afectar la situación patrimonial y el resultado de operaciones de las Compañías

No es posible asegurar que los cambios en los marcos contractuales y regulatorios actuales bajo los cuales las Compañías venden capacidad de generación o electricidad, o que las interpretaciones adversas de dichas regulaciones, en sede judicial o administrativa, no afectarán adversamente los resultados de sus operaciones. Asimismo, no es posible asegurar bajo qué marco regulatorio las Compañías podrán vender su capacidad de generación o electricidad cuando tenga lugar el vencimiento de sus CCEE vigentes bajo los marcos regulatorios de la Resolución SEE 21/2016 y la Resolución SEE 287/2017.

La anterior administración del presidente Macri declaró un estado de emergencia del sistema eléctrico nacional, que permaneció en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017, y dictó nuevas regulaciones, incluyendo algunas modificaciones a los marcos regulatorios aplicables, que son conducentes al objetivo del gobierno de reducir la brecha entre la oferta y la demanda de electricidad. El 21 de diciembre de 2019, bajo la administración del presidente Fernández, el Congreso Nacional aprobó la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, por la cual se declara en Argentina la emergencia energética, delegando amplias facultades al Poder Ejecutivo Nacional para reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético a través de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente, reordenar el funcionamiento de los entes reguladores del sistema energético, mantener las tarifas de electricidad y gas natural bajo jurisdicción nacional a los valores existentes y proceder a la revisión del esquema tarifario integral en vigencia. No es posible asegurar que no tendrá lugar cambio alguno en el futuro en los marcos contractuales y regulatorios vigentes bajo los cuales las Compañías venden capacidad de generación o electricidad que puedan tener un impacto negativo sobre sus resultados operativos y situación financiera.

Es posible que las Compañías no puedan cobrar, o que no puedan hacerlo en debido tiempo, las sumas de parte de CAMMESA y otros clientes del sector eléctrico, lo cual podría tener un efecto adverso significativo en su situación financiera y los resultados de operaciones.

Con relación al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, las Compañías generaron 94% de su EBITDA Ajustado a partir de las ventas que realizaron a CAMMESA en virtud de los marcos regulatorios de las Resoluciones 220/2007 y 21/2006 y el marco regulatorio del programa Energía Base. Los pagos que recibieron de CAMMESA dependen de los pagos que CAMMESA, a su vez, recibe de otros agentes del MEM, tales como las distribuidoras eléctricas y el Gobierno Nacional. Desde 2012, un número significativo de agentes del MEM (principalmente distribuidoras) incumplieron con el pago de las sumas adeudadas a CAMMESA, lo cual afectó adversamente la capacidad de CAMMESA de cumplir con sus propias obligaciones de pago a los generadores, incluyendo nosotros. El Gobierno Nacional ha cubierto este déficit mediante aportes reembolsables del tesoro. Como estos aportes del tesoro no están alcanzando a cubrir la totalidad de las acreencias de los generadores por sus ventas de energía al Mercado Spot de Argentina, la deuda de CAMMESA con los generadores se ha ido acrecentando en el tiempo. Las Compañías no pueden asegurar que las diferencias entre los pagos efectuados a CAMMESA por los agentes del MEM y el precio de generación de la energía eléctrica no subsistirán o no se incrementarán en el futuro o que CAMMESA podrá realizar o que realizará pagos a los generadores. La incapacidad de los generadores, entre los cuales se encuentran las Compañías, de cobrar sus créditos de CAMMESA podría tener un efecto material adverso significativo en sus ingresos en efectivo y, consecuentemente, en el resultado de sus operaciones y su situación financiera. Como resultado de demoras significativas en el cobro a las distribuidoras, grandes usuarios y el cobro de los aportes del Gobierno Nacional, CAMMESA ha extendido el plazo para el pago a las generadoras en aproximadamente 40 días. Las Compañías no pueden asegurar que CAMMESA estará en condiciones de pagar a los generadores tanto por la energía despachada como por la capacidad de generación puesta a disposición de manera puntual o en su totalidad.

Asimismo, las tarifas en virtud de nuestros CCEE con CAMMESA están denominadas en Dólares Estadounidenses y son pagaderas en Pesos. Si bien en virtud de los CCEE le corresponde a CAMMESA cubrir los efectos de cualquier fluctuación cambiaria durante los primeros 42 días contados a partir de la fecha de facturación mediante pagos en función del tipo de cambio de referencia a la mencionada fecha, las fluctuaciones del tipo de cambio podrán tener un impacto negativo en los resultados de las Compañías en la medida en que se produzca una devaluación

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del Peso durante el período comprendido entre el 43° día desde la fecha de facturación y la fecha de pago efectivo, efecto que podría incrementarse en caso de demoras en el pago. Los resultados de operaciones las Compañías se han visto afectados y continuarán viéndose afectados por la fluctuación del tipo de cambio del Peso frente al Dólar Estadounidense.

Los entes que regulan las actividades y operaciones de la Compañías pueden implementar medidas que afecten su rentabilidad

Las operaciones de las Compañías se encuentran reguladas por el ENRE y otros entes reguladores nacionales y locales en diferentes áreas, por ejemplo en materia ambiental, que se encuentran facultados para inspeccionar las instalaciones y operaciones de las Compañías. La violación de la regulación aplicable podría hacer a las Compañías pasibles de sanciones pecuniarias, la suspensión de sus operaciones, la confiscación de los activos utilizados para la perpetración de dichas violaciones, y la suspensión o revocación de las autorizaciones necesarias para la operación de las centrales.

Al respecto, cabe destacar que, por medio de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva se facultó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente al ENRE por el término de un (1) año. Dicha intervención fue implementada por el Decreto 277/2020 (el cual fue modificado y prorrogado por los Decretos 963/2020 y 1020/2020 hasta el 31 de diciembre de 2021).

La imposición de requisitos regulatorios adicionales o más estrictos respecto de la seguridad y confiabilidad de las centrales podría requerir que las Compañías incurran en gastos adicionales para asegurar el cumplimiento de dichos requisitos. Las acciones regulatorias de cualquier entidad gubernamental con facultades para regular directa o indirectamente sus operaciones, o la imposición de requisitos regulatorios adicionales o más estrictos podría afectar negativa y significativamente la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de las Compañías, así como la capacidad de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables.

El negocio de las Compañías se encuentra sujeto a regulaciones ambientales, salud y seguridad, las cuales podrían afectar negativamente los resultados de sus operaciones

Las operaciones de las Compañías están sujetas a una amplia gama de requisitos ambientales, de salud y seguridad según las reglamentaciones nacionales y locales. Las Compañías han realizado, y continúan realizando, gastos significativos a fin de cumplir con dichas leyes. Estas leyes y regulaciones también requieren que estas obtengan y mantengan permisos, licencias y aprobaciones ambientales para la construcción de nuevas instalaciones o la instalación y operación de nuevos equipos requeridos para el desarrollo de sus negocios. Algunos de estos permisos, licencias y aprobaciones están sujetos a renovación periódica.

El incumplimiento de los requisitos ambientales puede dar lugar a la imposición de multas o sanciones, reclamos por daños ambientales, obligaciones de indemnización, la revocación de autorizaciones ambientales o la clausura temporal o permanente de las instalaciones. Además, el cumplimiento de las nuevas normas ambientales, de salud y de seguridad también podrían requerir que las Compañías realicen importantes inversiones de capital. Cambios futuros en las leyes de salud y seguridad ambiental, o en la interpretación de esas leyes, incluyendo requisitos nuevos o más estrictos relacionados con emisiones de gases, ruidos, desechos peligrosos y aguas residuales o impuestos ecológicos podrían suponer un riesgo para las Compañías, lo cual generaría mayores costos de capital, operativos o de compliance como resultado de estos cambios y podría limitar la disponibilidad de sus fondos para otros fines, lo cual a su vez podría afectar negativamente a sus negocios, los resultados de las operaciones y la situación financiera. No podemos predecir el impacto de la implementación de nuevas leyes y regulaciones ambientales en los resultados de nuestras operaciones y en nuestra situación financiera. Tampoco podemos garantizar que nuestra cobertura de seguros sea suficiente para cubrir las pérdidas que pudieran potencialmente derivarse de estos riesgos ambientales.

Las operaciones de generación de las Compañías las obligan a manipular elementos peligrosos como combustibles, lo que podría provocar daños en sus instalaciones o lesiones a su personal

Como parte del negocio de las Compañía, estas deben manejar, almacenar y gestionar en sus instalaciones los combustibles que se utilizan en sus centrales eléctricas. Cualquier accidente relacionado con los combustibles podría tener consecuencias medioambientales adversas, causar lesiones corporales a su personal y dañar sus instalaciones industriales y reputación. Cualquiera de estas consecuencias podría causar daños significativos a las instalaciones de las Compañías, interrumpir la generación de energía en dichas instalaciones durante un periodo de tiempo prolongado, provocar investigaciones por parte de las autoridades reguladoras que podrían derivar en clausuras u otras medidas que, en cada caso, podrían afectar negativamente a su negocio, resultados de operaciones y situación

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financiera.

Es posible que las Compañías no puedan adaptarse suficientemente a la promoción global de descarbonización y a la disminución en la generación de energía convencional

El negocio de las Compañías se centra en la generación de energía convencional, que está asociada en gran medida con la emisión de gases de efecto invernadero. En 2015, los países del G7 acordaron descarbonizar la economía mundial para finales del siglo XXI. La descarbonización es la transición de la economía energética hacia una menor emisión de carbono. De acuerdo con los objetivos establecidos en la Conferencia Mundial del Clima en París, Francia, que tuvo lugar a finales de 2015, las emisiones de gases de efecto invernadero deberían reducirse globalmente en un 40-70% para 2050, en comparación con los niveles de 2010. En particular, esto requiere una transición de las fuentes de energía fósiles a las fuentes de energía renovables.

La descarbonización es un aspecto importante de la orientación actual y futura de las actividades comerciales de las Compañías, motivo por el cual, por ejemplo, estas tienen en cuenta los objetivos de la política energética al planificar la vida operativa de las centrales eléctricas existentes que emiten carbono en el proceso de generación de energía, así como cuando se construyen nuevas centrales eléctricas. Sin embargo, estas medidas pueden no ser suficientes o las medidas gubernamentales dirigidas a la descarbonización podrían implementarse antes de lo esperado actualmente. En caso de que la descarbonización de la industria de la energía se implemente antes de lo esperado, o si las Compañías no adaptaran sus actividades comerciales a tiempo y en grado suficiente, de acuerdo con estas medidas de política energética, esto podría afectar negativamente su negocio, situación financiera y resultados de las operaciones.

Las centrales y proyectos de generación de las Compañías se encuentran y encontrarán sujetos a las limitaciones aplicables a las instalaciones de transmisión y distribución en Argentina

Aunque la obligación de las Compañías es proporcionar disponibilidad de energía, estas dependen de las instalaciones de transmisión y distribución pertenecientes y operadas por terceros para entregar la electricidad generada por sus centrales. En caso de producirse inconvenientes en los servicios de transmisión o distribución, o en caso de que la infraestructura de transmisión o distribución no sea adecuada, la capacidad para vender y entregar energía de las Compañías podría verse afectada negativamente. Si la infraestructura de transmisión de energía en el SADI es inadecuada, la recuperación de los costes al por mayor y la generación de beneficios podría verse limitada debido a que las Compañías no podrían vender la energía generada. Como resultado de la existencia de reglamentos restrictivos sobre los precios de los servicios de transmisión y distribución, las empresas que prestan estos servicios no han tenido suficientes incentivos para invertir en la expansión de la infraestructura de transmisión y distribución de energía. En los últimos años, la demanda de electricidad aumentó más que la capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, lo que condujo a cortes e interrupciones del servicio eléctrico y, consecuentemente, la capacidad excedida para los generadores. La Compañía no puede predecir si las instalaciones de transmisión y distribución disponibles en Argentina serán expandidas en todo el país o en los mercados en los que operamos o esperamos operar, de forma que permita un acceso competitivo a dichos mercados. Si la demanda de energía continúa aumentando en el futuro, los niveles actuales de transmisión y distribución pueden no ser suficientes para satisfacer la demanda y causar interrupciones en el servicio. Por ejemplo, el 16 de junio de 2019 un malfuncionamiento de ciertas líneas de transmisión del SADI causó un apagón a lo largo de todo el país. Un aumento sostenido de las interrupciones en el sistema eléctrico podría generar escases a futuro e impedirnos distribuir la electricidad que producimos y vendemos, o afectar la capacidad de la Compañías para implementar sus estrategias para la expansión de la capacidad de generación, lo cual, a su vez, podría afectar negativamente las operaciones, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de las Compañías.

Las centrales eléctricas de las Compañías están sujetas a dificultades operativas, tales como el riesgo de fallas mecánicas o eléctricas y cualquier falta de disponibilidad resultante de dicha situación puede afectar la capacidad de cumplir con sus compromisos contractuales y de otra índole, y con ello afectar adversamente su situación financiera y el resultado de sus operaciones.

Las actividades de generación de energía están sujetas a riesgos operativos particulares que son específicos del sector, algunos de los cuales se encuentran fuera del control de las Compañías, entre los que se incluyen las dificultades mecánicas y de ingeniería imprevistas, el bajo rendimiento de las turbinas, paradas de turbinas por causa de desgaste y otros desperfectos de los equipos, niveles de producción más bajos y/o consumo hogareño más elevado de carácter imprevisto, defectos de diseño, escasez, falta de disponibilidad o costos elevados de equipos o repuestos, suministros, mano de obra y servicios de carácter esencial, accidentes, incluyendo riesgos ambientales tales como derrames de diesel o fugas de gas, potencial daño a fauna y flora silvestre, cumplimiento de leyes y regulaciones gubernamentales, cambios en el marco regulatorio y posible regulación o intervención estatal, así como litigios y otras

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controversias. Asimismo, es posible que el costo estimado para llevar a cabo los planes de expansión de las Compañías no sea preciso y quede sujeto a una cantidad de factores, algunos de los cuales se encuentran fuera de su control.

El control y la gestión de los riesgos operativos se basan por lo general en la información adecuada y la capacitación del personal, así como en la existencia de procesos operativos y planes de mantenimiento preventivo que minimicen la probabilidad e impacto de cualquiera de dichos acontecimientos.

Cualquier indisponibilidad no programada de las instalaciones de generación puede afectar adversamente la situación financiera o los resultados de las operaciones de las Compañías, dado que podría surgir la necesidad de suspender temporariamente sus actividades o comprar electricidad a un precio superior al precio que reciben de conformidad con sus CCEE, quedando sujetos a multas o penalidades de conformidad con sus CCEE. De conformidad con sus CCEE en virtud de las Resoluciones 220/2007 y 21/2016 y sus acuerdos del programa Energía Base con CAMMESA, las Compañías recibieron una cantidad de disponibilidad de potencia fija que disminuye proporcionalmente en función de la desviación de la disponibilidad total, imponiéndose una penalidad específica en caso que el factor de disponibilidad de potencia quede reducido por debajo de 92%. Asimismo, las fallas de una o varias de sus unidades generadoras puede acarrear como resultado la imposibilidad de suministrar capacidad de generación y entregar electricidad al SADI cuando ello sea requerido, lo cual podría acarrear, en términos generales, una imposibilidad de cobro de tarifas por capacidad de generación y podría causar una pérdida de ingresos por ventas de electricidad, además de quedar sujetos a multas y obligaciones de carácter significativo e incluso a la rescisión de sus CCEE, lo cual a su vez podría tener un efecto material adverso significativo en la situación financiera y los resultados operativos de las Compañías.

Las Compañías enfrentan competencia

El mercado de generación de energía en el que operan las Compañías se caracteriza por la presencia de numerosos y capaces participantes, algunos de los cuales poseen una amplia y diversificada experiencia en actividades de desarrollo y operación (a nivel local e internacional), y recursos económicos significativamente mayores a los de las Compañías.

Las Compañías compiten con otras empresas de generación por el megavatio de capacidad que se asignan a través de procesos de licitaciones públicas. Debido a la competencia existente entre las empresas generadoras en estos procesos licitatorios, no se puede predecir si las Compañías resultarán adjudicatarias de proyectos y si serán capaces de utilizar estos activos como pretenden.

Asimismo, tanto las Compañías como sus competidores se hallan conectados a la misma red eléctrica, que posee una capacidad limitada de transporte y que, en determinadas circunstancias, puede alcanzar sus límites de capacidad, lo que los expone a riesgos de reducción debido a la congestión de la red. Es posible que dicha red sea utilizada en el futuro por nuevas generadoras o que las generadoras existentes aumenten su producción y despachen mayores niveles de electricidad utilizando la misma red de forma que impidan a las Compañías entregar su energía. Asimismo, en lo que se refiere al despacho de energía, estas compiten con empresas generadoras más eficientes, como proyectos de energía renovable y cogeneración, a las que CAMMESA otorga prioridad al solicitar despacho de energía. Las Compañías no pueden garantizar que el Gobierno Argentino (o cualquier otra entidad en su nombre) hará las inversiones necesarias para aumentar la capacidad del sistema de forma que les permita tanto a las Compañías como a las demás generadoras existentes o nuevas despachar su energía de forma eficiente a la red en caso de un aumento en la producción de energía. Por lo tanto, un aumento de la competencia podría afectar su capacidad para entregar la energía que generan y tener un impacto negativo sobre las actividades, la situación patrimonial y el resultado de sus operaciones.

La capacidad de las Compañías para generar energía eléctrica depende de la disponibilidad de gas natural y las fluctuaciones en el suministro o precio del gas podrían afectar significativamente los resultados de sus operaciones

El suministro o precio del gas natural utilizado en las centrales de generación de energía de las Compañías se ha visto y podrá continuar viéndose afectado periódicamente por, entre otras cuestiones, la disponibilidad de gas natural en Argentina, su capacidad de celebrar acuerdos con productores locales y compañías de transporte de gas, así como la necesidad de importar un volumen mayor de gas natural a un precio superior al precio aplicable a la oferta interna como resultado de la baja producción local. En particular, muchos yacimientos de petróleo y gas de la Argentina se encuentran en fase de madurez y no fueron objeto de inversiones significativas destinadas a actividades de desarrollo y exploración. Por ende, es probable que se agoten las reservas. Asimismo, tales inversiones no garantizan el éxito de las actividades petroleras y gasíferas.

De conformidad con los CCEE de las Compañías y en virtud de los marcos regulatorios de las

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Resoluciones 220/2007 y 21/2016 y el programa de Energía Base, estas obtienen su combustible de CAMMESA. De conformidad con el marco regulatorio del programa Energía Plus, las Compañías tienen la obligación de adquirir el combustible necesario para satisfacer sus obligaciones de generación de electricidad. Con respecto a los CCEE en virtud del marco regulatorio de la Resolución 287/2017, las Compañías gestionan su propio suministro de gas natural aunque únicamente con compras efectuadas a los productores de gas en virtud del Plan Gas, de conformidad con lo previsto en la Resolución SE 354/2020. Las Compañías obtienen parte del combustible (principalmente gas natural) que están contractualmente obligados a adquirir de conformidad con los contratos de suministro de gas con su afiliada RGA. Asimismo, varias de sus centrales generadoras están equipadas para operar únicamente con gas y, en el supuesto de falta de disponibilidad de gas, estos establecimientos no podrán hacer uso de combustibles de otro tipo para continuar generando electricidad. En el supuesto que no exista la posibilidad de comprar gas a precios que nos resulten convenientes, si disminuyera el suministro de gas, si se cancelara el procedimiento descripto precedentemente o si CAMMESA no suministrara gas a nuestros establecimientos de generación, los costos podrían incrementarse o la capacidad de operar sus instalaciones generadoras podría verse afectada.

Por lo general, los mayores precios del gas afectan de forma material adversa al margen bruto de las Compañías bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus. Además, la entrega de gas natural depende de la infraestructura (incluidas instalaciones para barcazas, redes viales y gasoductos) disponible para atender a cada instalación generadora. Como consecuencia, las centrales eléctricas de las Compañías están sujetas a los riesgos de interrupciones o reducciones en la infraestructura y en la cadena de entregas de combustibles. Tales interrupciones o reducciones pueden acarrear como resultado la falta de disponibilidad o los mayores precios del gas natural o del gasoil, lo cual tendría un impacto material adverso significativo sobre la situación financiera y los resultados operativos de las Compañías.

Si se reduce la oferta de gas, los costos de las Compañías podrían incrementarse y podría verse menoscabada su capacidad de operar las centrales de manera rentable. El gas natural que consumen es provisto y/o remunerado por CAMMESA, con excepción del programa Energía Plus que permite el auto-abastecimiento. Además, el incremento en la demanda de gas natural, especialmente en el invierno y la escasez de suministro, pueden resultar en una incapacidad de las empresas encargadas del suministro de proveer el gas natural requerido para el funcionamiento normal de las centrales. El riesgo de escasez o falta en el suministro del gas natural podría tener un efecto material adverso significativo en la situación financiera y los resultados de operaciones de las Compañías.

La demanda de energía es estacional, en gran medida, debido a los cambios climáticos

La demanda de energía fluctúa según la estación del año, y las condiciones climáticas pueden tener un efecto adverso significativo sobre la demanda de energía. Durante el verano (diciembre a marzo), la demanda de energía puede aumentar significativamente como resultado de las necesidades de refrigeración. Durante el invierno (junio a agosto), la demanda de energía puede fluctuar de acuerdo con las necesidades de iluminación y calefacción. Por lo tanto, los cambios estacionales podrían afectar negativamente la demanda de energía y, por lo tanto, los resultados de las operaciones de las Compañías.

Las actividades de generación de energía están sujetas a riesgos por desastres naturales o hechos humanos involuntarios o voluntarios

Las instalaciones de generación de las Compañías y la infraestructura de transporte o transmisión y distribución de electricidad de terceros de la que dependen pueden sufrir daños por inundaciones, incendios y otras catástrofes como resultado de desastres naturales o hechos humanos involuntarios o voluntarios, incluyendo descargas atmosféricas, congelamiento de equipos, terremotos, tornados, vientos extremos, tormentas severas, incendios y ataques terroristas. Dichos desastres pueden dañar las turbinas o equipos e instalaciones relacionados del proyecto o las instalaciones de transmisión y distribución, o requerir la interrupción de su funcionamiento. Las Compañías poseen pólizas de seguro acordes a los estándares de la industria. Sin embargo, podrían experimentar serias interrupciones de sus actividades, una disminución significativa de sus ingresos como resultado de una caída en la demanda por eventos catastróficos, o incurrir en costos adicionales significativos no cubiertos por pólizas contra la interrupción de actividades. Puede pasar un periodo de tiempo significativo entre un accidente, evento catastrófico o ataque terrorista importante y el cobro final de los montos cubiertos por las pólizas de seguro de las Compañías, que generalmente incluyen primas no cubiertas y disponen montos máximos por siniestro. Asimismo, cualquiera de estos eventos podría afectar negativamente la demanda de energía de algunos de sus clientes y los consumidores en el mercado afectado en general. Algunos de estos factores, entre otros, podrían tener un efecto adverso significativo sobre las actividades, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de las Compañías.

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Las actividades de las Compañías podrían verse alcanzadas por riesgos resultantes de los cambios tecnológicos en la industria de la energía

La industria de la energía está sujeta a cambios tecnológicos de gran alcance, tanto en el lado de la generación como en el lado de la demanda.

Las nuevas tecnologías para aumentar la eficiencia energética y mejorar el aislamiento térmico, para la generación directa de energía a nivel de los consumidores o que permitan mejorar la realimentación (por ejemplo, utilizando el almacenamiento de energía para la generación renovable), podría derivar en cambios estructurales en el mercado, del lado de la demanda, a favor de fuentes de energía con bajo o nula emisión de CO2 o en favor de la generación de energía descentralizada, por ejemplo a través de centrales eléctricas de pequeña escala dentro o cerca de zonas residenciales o instalaciones industriales.

Si las Compañías no pueden reaccionar ante los cambios causados por los nuevos desarrollos tecnológicos y los cambios en la estructura del mercado, sus negocios, posición financiera o los resultados y operaciones, podrían ser afectados negativamente.

Las Compañías podrían quedar sujetas a expropiación, nacionalizaciones o a riesgos similares

Las Compañías se encuentran en el negocio de generación de energía y la totalidad de sus activos se encuentran ubicados en la Argentina. Dicho negocio y activos son considerados de interés público por el Gobierno Nacional, motivo por el cual las Compañías se encuentran sujetas a una gran incertidumbre política, esto incluye la posibilidad de la expropiación o la nacionalización de sus actividades o activos, o que pueden quedar sujetos a renegociación o a la cancelación de los contratos vigentes, y otros riesgos similares.

En caso de una expropiación, las Compañías podrían tener derecho a recibir una compensación por la transferencia de sus activos. Sin embargo, el precio recibido podría no ser acorde a los precios de mercado o suficiente a los fines de cumplir con sus obligaciones, y es posible que tengan que tomar acciones legales para reclamar una compensación adecuada o bien, recibir dicha compensación. El negocio de las Compañías, condiciones financieras y resultados de sus operaciones, así como también, la capacidad para repagar las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa podría verse afectada negativamente por la ocurrencia de cualquiera de estos eventos.

Las operaciones de las Compañías pueden afectar comunidades locales y encontrar oposición significativa de distintos grupos

Las operaciones de las Compañías pueden afectar comunidades locales en Argentina. La imposibilidad de gestionar sus relaciones con comunidades, gobiernos y organizaciones no gubernamentales locales puede dañar su reputación y la capacidad de implementar sus proyectos.

Asimismo, el desarrollo de centrales de energías nuevas y existentes puede enfrentar la oposición de diversos grupos de interés, como grupos ambientalistas, terratenientes, productores agrícolas, comunidades y partidos políticos, entre otros, lo que puede afectar la reputación y el buen nombre de la empresa promotora.

El deterioro de las relaciones de las Compañías con los grupos de interés antes mencionados podría evitar que continúen operando sus activos actuales o que se les adjudiquen nuevos proyectos, lo que podría afectar negativamente sus actividades y el resultado de sus operaciones. Además, los costes y el tiempo de gestión necesarios para cumplir con las normas de responsabilidad social, relaciones con la comunidad y sostenibilidad pueden aumentar sustancialmente con el tiempo, lo que podría afectar negativamente al negocio y resultados de las operaciones de las Compañías.

Riesgos relacionados con las Compañías

Es posible que las Compañías no estén en condiciones de renovar CCEE para la venta de capacidad y energía en el futuro, o que dichos CCEE puedan ser modificados o resueltos unilateralmente, lo cual puede afectar la estabilidad y la previsibilidad de sus ingresos.

En el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2020, las Compañías generaron 59%, 35% y 4% de sus Ingresos antes de Impuestos, Intereses y Amortizaciones (EBITDA) Ajustados a partir de la ventas en virtud de CCEE de largo plazo con CAMMESA de conformidad con los marcos regulatorios de la Resolución 220/2007 y la Resolución 21/2016 y de CCEE a corto y mediano plazo (que no contemplan la modalidad “ take or pay ”) con adquirentes privados en virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus, respectivamente. Los flujos de

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fondos y los resultados de las operaciones dependen de que CAMMESA y los adquirentes privados de las Compañías continúen teniendo la capacidad de cumplir con sus obligaciones en virtud de los correspondientes CCEE. Al 30 de junio de 2021, los CCEE de las Compañías con CAMMESA en virtud de los marcos regulatorios de las Resoluciones 220/2007 y 21/2016 correspondientes a sus centrales eléctricas operativas tenían un plazo promedio de vigencia restante de aproximadamente 4,4 años (4 años y 5 meses), medidos por el promedio ponderado de disponibilidad de MW comprometido en virtud de cada contrato. Dicha vida promedio restante aumentará una vez que se produzca la habilitación comercial de los proyectos en construcción bajo la Resolución 287/2017. A diferencia de los CCEE celebrados con CAMMESA, los CCEE de las Compañías con adquirentes privados en virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus no contemplan la modalidad “ take or pay ” y normalmente tienen un plazo de uno a dos años. Según las condiciones de mercado y el régimen regulatorio, puede resultarnos difícil que las Compañías logren asegurar nuevos CCEE a largo plazo, renovar los CCEE a largo plazo vigentes conforme se acercan a su fecha de vencimiento, o celebrar nuevos CCEE a largo plazo que den soporte a su actividad comercial o expansión. Debido a la naturaleza volátil de los precios de la electricidad, la imposibilidad de asegurar la firma de CCEE (en especial, de CCEE a largo plazo), en el futuro se podría generar mayor volatilidad en las ganancias y flujos de fondos de las Compañías, y se podrían generar pérdidas sustanciales durante ciertos períodos, lo que podría afectar de manera sustancial y adversa sus negocios, los resultados operativos y situación patrimonial.

Es posible que las Compañías no puedan renovar sus CCEE en ocasión de producirse el vencimiento de su plazo de vigencia y la correspondiente capacidad comprometida podrá ser operada bajo el marco regulatorio del programa de Energía Base, lo cual es menos rentable para las Compañías. Por ejemplo, en setiembre de 2020, la capacidad de potencia de 45 MW en la Central Térmica Modesto Maranzana comprometida en virtud del marco regulatorio de la Resolución 220/2007 finalizó, siendo dicha capacidad comprometida entregada en virtud del marco regulatorio del programa de Energía Base.

Asimismo, los términos y condiciones de los CCEE de las Compañías pueden ser objeto de modificación o ser resueltos unilateralmente por motivos ajenos a su control. Por ejemplo, en virtud de algunos de los CCEE de las Compañías, ante una situación de fuerza mayor (tal como se define en el Código Civil y Comercial de la Nación) que tenga lugar y no concluya dentro de los 120 días desde su inicio, cualquiera de las partes puede rescindir el CE sin indemnización alguna (ni reclamar indemnización) a la otra parte. La rescisión o la modificación de cualquiera de los CCEE puede tener un afectar de manera significativamente adversa a los intereses de las Compañías por causas ajenas a su control, o su falta de renovación por motivos ajenos a su control, tendría un impacto material adverso significativo sobre sus negocios, los resultados de sus operaciones y la situación patrimonial.

Puede haber factores ajenos al control de las Compañías que demoren la terminación y el inicio de operaciones para la ampliación de capacidad en sus plantas generadoras existentes o la construcción de nuevas plantas

Actualmente las Compañías están ampliando la capacidad instalada de la Central Térmica Ezeiza en 154 MW adicionales mediante la transformación de la central en una planta de ciclo combinado. Asimismo, tienen previsto ampliar la capacidad instalada de la Central Térmica Modesto Maranzana en 129 MW adicionales mediante la transformación de las tres turbinas Siemens en unidades de ciclo combinado, y la construcción de la Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco que producirá 133 MW de energía.

Las demoras en la construcción o en el inicio de las operaciones de la ampliación de capacidad en las centrales actuales o en las nuevas centrales podrían acarrear un incremento de la necesidad de financiamiento de las Compañías y también provocar que sus retornos financieros sobre las nuevas inversiones sean menores a los previstos, lo cual podría afectar sustancialmente y de manera adversa la situación patrimonial. Entre los factores que pueden tener incidencia en la capacidad de construir o de comenzar a operar en las plantas actuales o en las nuevas cabe mencionar los siguientes: (i) imposibilidad de los contratistas de concluir o poner en marcha las instalaciones o instalaciones auxiliares en la fecha convenida o dentro del presupuesto; (ii) demoras imprevistas de terceros como distribuidoras de gas o de electricidad para proporcionar o acordar la proyección de hitos en la construcción o el desarrollo de la infraestructura necesaria relacionada con la actividad de generación de las Compañías; (iii) demoras o imposibilidad de los proveedores de turbinas para suministrar turbinas plenamente operativas en forma puntual; (iv) dificultades o demoras en la obtención del financiamiento necesario en condiciones que les resulten satisfactorias o no poder obtenerlas en absoluto; (v) demoras en la obtención de las aprobaciones regulatorias, incluyendo los permisos ambientales; (vi) decisiones judiciales contra las aprobaciones gubernamentales ya otorgadas, tales como permisos ambientales; (vii) escasez o aumentos de precios de los equipos, lo que se refleja en órdenes de cambio, materiales o mano de obra; (viii) oposición de sectores políticos, ambientales y étnicos locales y/o internacionales; (ix) huelgas; (x) cambios adversos en el

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entorno político y regulatorio en la Argentina; (xi) problemas geológicos, ambientales o de ingeniería imprevistos; (xii) condiciones meteorológicas adversas, desastres naturales, accidentes u otros sucesos imprevistos. Las Compañías no pueden asegurar a los inversores que los excesos de costos no serán sustanciales. Asimismo, cualquiera de los demás factores puede causar demoras en la conclusión de la obra de ampliación de capacidad en sus centrales actuales o en la construcción de la nueva planta, lo cual podría causar un efecto sustancial adverso a la actividad comercial, la situación patrimonial y a los resultados de las operaciones de las Compañías.

Asimismo, la existencia de retrasos en la puesta en funcionamiento de la nueva capacidad instalada en construcción puede acarrear multas impuestas por CAMMESA. Para mayor información sobre las penalizaciones que podríamos tener que pagar en relación con los proyectos de ampliación de nuestra Central Térmica Ezeiza, Central Térmica Modesto Maranzana y Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco, véase la sección "Información de las Co-Emisoras–Expansión de capacidad" y "Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera– Liquidez y recursos de capital–Obligaciones contractuales" .

La actividad comercial de las Compañías puede requerir inversiones considerables en activos fijos por las necesidades de mantenimiento permanente y la ampliación de su capacidad de generación instalada

Es posible que se necesiten inversiones considerables en activos fijos para financiar los trabajos de mantenimiento, preservar el rendimiento operativo y de generación eléctrica, y mejorar las capacidades de las instalaciones generadoras de electricidad de las Compañías. Asimismo, se necesitarán inversiones en activos fijos para financiar el costo de los proyectos de ampliación de la capacidad de generación actuales y futuros. En caso de no poder financiar inversiones en activos fijos de manera que resulte satisfactoria o no poder financiarlos en absoluto, la actividad comercial y los resultados de las operaciones de las Compañías, así como la situación patrimonial, estas podrían verse afectadas de manera material adversa. La capacidad de financiamiento podría quedar limitada por las restricciones del mercado sobre la disponibilidad de financiación para las empresas argentinas y también por el Contrato de Fideicomiso Complementario que regula la emisión de las Obligaciones Negociables. Ver las secciones “Riesgos relacionados con la Argentina—La capacidad del Gobierno Argentino de obtener financiación en los mercados de capitales internacionales podría ser limitada o demasiado onerosa, lo cual podría afectar su capacidad para implementar reformas y promover el crecimiento económico” .

La capacidad de la Compañías de completar nuevos proyectos y efectuar gastos de capital podrá verse limitada por su acceso a financiación

La capacidad de las Compañías de completar nuevos proyectos y de efectuar gastos en bienes de capital podría verse limitada por su acceso a financiamiento.

Las Compañías ya han obtenido financiación para sus proyectos de expansión en la Central Térmica Ezeiza, conforme se describe en “ Información de las Co-Emisoras—Expansión de capacidad—Ampliación de Central Térmica Ezeiza ”. No obstante ello, a la fecha del presente Prospecto, no han garantizado la financiación de sus proyectos de expansión en la Central Térmica Modesto Maranzana y Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco.

Ciertos compromisos en nuestros endeudamientos podrían restringir adversamente nuestra flexibilidad financiera y operativa

Gran parte del endeudamiento de las Co-Emisoras a largo plazo incluye, así como el endeudamiento futuro podría incluir, compromisos que restrinjan nuestra capacidad para constituir gravámenes; incurrir en endeudamiento adicional; disponer de nuestros activos; distribuir dividendos; consolidar, fusionar o vender parte de nuestros negocios; entre otros. Estas restricciones pueden limitar nuestra capacidad para operar nuestro negocio y pueden llegar a prohibir o limitar nuestra capacidad para mejorar nuestras operaciones o aprovechar potenciales oportunidades de negocio. Asimismo, el incumplimiento de cualquiera de estos compromisos podría resultar en un evento de incumplimiento de la deuda correspondiente. Nuestra capacidad para cumplir con estos compromisos puede verse afectada por eventos que están fuera de nuestro control, incluidos eventos económicos, financieros, e inherentes a nuestra industria.

El desempeño de las Compañías depende en gran medida de la posibilidad de reclutar y retener al personal clave

El desempeño actual y futuro, y el funcionamiento de la actividad comercial de las Compañías depende de los aportes que pueda realizar la alta dirección y el equipo calificado de ingenieros y otros empleados. Las

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Compañías dependen de su capacidad de atraer, capacitar, motivar y retener al personal clave gerencial y especializado que tenga las habilidades y la experiencia necesarias. Estas no tienen ninguna garantía de que lograrán con éxito retener y atraer al personal clave y reemplazar a los empleados claves que pudieran desvincularse, y ello podría ser difícil y llevar tiempo. La pérdida de la experiencia y de los servicios del personal clave o la imposibilidad de reclutar personal de reemplazo o adicional idóneo podría tener un efecto material adverso para la actividad comercial, la situación patrimonial y los resultados de operaciones de las Compañías.

Los empleados de las Compañías podrían afiliarse a sindicatos y quedar sujetos a medidas de las asociaciones gremiales, incluidos paros de actividades que podrían tener un efecto sustancial adverso para nuestra actividad comercial

Si bien la mayoría de los empleados que trabajan en el sector de la electricidad están afiliados a sindicatos, las Compañías no tienen una masa crítica de empleados sindicalizados. Sin embargo, no hay ningún impedimento para que sus empleados se afilien en el futuro a cualquiera de los muchos sindicatos presentes en nuestra industria. Cualquier conflicto con los sindicatos, así como las medidas de acción de las organizaciones gremiales tales como interrupciones o paros de actividades o cualquier requisito para aumentar los salarios de los empleados y/o los beneficios como consecuencia de nuevos convenios colectivos de trabajo, regulaciones o políticas gubernamentales o de otra índole podría generar un efecto material adverso para la actividad comercial, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de las Compañías.

En caso de producirse un accidente o algún siniestro no cubierto por las pólizas de seguros de las Compañías, estas podrían enfrentarse a pérdidas considerables que podrían afectar sustancialmente y de manera adversa su actividad comercial y los resultados de las operaciones.

Las coberturas de los seguros de las Compañías con respecto a la explotación de las centrales eléctricas cumplen con todas las normas aplicables en el sector. Sin embargo, no se puede otorgar a los inversores garantía alguna acerca de la suficiente cobertura frente a riesgos por algún riesgo o pérdida en particular. Ver la sección “Información de las Co-Emisoras—Seguros” . En caso de un accidente u otro siniestro que no se encuentre cubierto por las pólizas de seguros vigentes, las Compañías pueden experimentar pérdidas sustanciales o tener que desembolsar cantidades significativas de sus propios fondos, lo cual podría tener un efecto sustancial adverso en los resultados de sus operaciones y en la situación patrimonial.

Además, el costo de las actuales coberturas de seguros podrían aumentar. Las pólizas de seguros se encuentran sujetas a revisiones periódicas por parte de las aseguradoras. En caso de aumentar los montos de las primas, es posible que las Compañías no estén en condiciones de mantener una cobertura comparable a la actual, o bien poderlo hacer a un costo significativamente mayor. Cualquier costo adicional podría tener un impacto sustancial adverso en la actividad comercial, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de las Compañías.

Los ataques cibernéticos podrían afectar el negocio, condición financiera, resultados de operaciones y flujos de fondos de las Compañías

Los riesgos de seguridad informática han aumentado en general en los últimos años como consecuencia de la proliferación de nuevas tecnologías y la mayor sofisticación y actividades de los ataques cibernéticos. Las Compañías han conectado cada vez más equipos y sistemas a Internet. Asimismo, estas dependen del funcionamiento eficiente e ininterrumpido de sus sistemas de comunicación entre centrales, para lo cual cuentan con todos sus enlaces redundantes, lo que brinda mayor seguridad y minimiza los riesgos de interrupción. Adicionalmente, las Compañías cuentan con enlaces redundantes con CAMMESA. Debido a la naturaleza crítica de sus infraestructuras y la mayor accesibilidad permitida a través de la conexión a Internet, las Compañías enfrentan mayores riesgos de sufrir ataques cibernéticos. En el supuesto de producirse tal ataque, estas podrían sufrir una interrupción de las operaciones, daños materiales adversos y robo de información de clientes; experimentar significativas pérdidas de ingresos, costos de respuesta y otras pérdidas financieras; y asimismo quedar sujetos a mayores litigios judiciales y daños a su reputación. No contamos con un seguro para este tipo de eventos.

Aunque las Compañías tienen la intención de seguir implementando dispositivos tecnológicos de seguridad y establecer procedimientos operativos para prevenir las interrupciones resultantes de los incidentes de ciberseguridad y contrarrestar sus efectos negativos, es posible que no todos los sistemas actuales y futuros estén totalmente libres de vulnerabilidades y que estas medidas de seguridad no tengan éxito. En consecuencia, los ataques cibernéticos podrían afectar negativamente el negocio, los resultados de operaciones y la condición financiera de las Compañías.

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Las Compañías dependen de sistemas informáticos y de procesamiento para desarrollar sus actividades comerciales, y la falla de tales sistemas podría afectar de manera adversa a su negocio, a la situación patrimonial y los resultados de sus operaciones

Contar con sistemas informáticos y de procesamiento es vital para tener capacidad de monitoreo de las plantas de las Compañías, para el desempeño de su red y la prestación adecuada de sus servicios, la facturación a los clientes, la detección de fraudes, la prestación de servicios al cliente, el control de costos, el logro de eficiencias operativas y de sus metas y estándares de servicios. Las Compañías evalúan, actualizan y modernizan sus sistemas en forma periódica, según resulta necesario para sus técnicos internos y para sus prestadores de servicios externos. Sin embargo, cualquier falla de los técnicos internos o de los prestadores de servicios externos que impida una integración y actualización exitosa de los sistemas o la prestación adecuada de los servicios, así como toda falla de funcionamiento de estos sistemas a futuro, podría tener un impacto sustancialmente adverso en la actividad comercial, la situación patrimonial y en los resultados de operaciones de las Compañías.

Las demandas en contra de las Compañías pueden afectar adversamente su negocio, condición financiera y resultados operativos

Las Compañías están continuamente involucrados en litigios que surgen del giro ordinario de sus negocios. Los litigios pueden incluir acciones colectivas que involucren a consumidores, accionistas, empleados o lesiones, y reclamos relacionados con asuntos comerciales, laborales, antimonopolio, propiedad intelectual, valores negociables o medioambientales. Por otra parte, el proceso de litigio requiere un tiempo considerable, lo que podría ser disruptivo para el negocio. Incluso si el resultado del mismo fuese favorable para las Compañías, cualquier litigio puede ser costoso y puede igualar al costo de los daños pretendidos. Estas acciones también podrían exponernos a publicidad adversa, que podría afectar negativamente la marca y reputación de las Compañías y la preferencia del cliente por sus productos, y por lo tanto los resultados de operaciones. Asimismo, puede haber reclamos o gastos que las coberturas de seguros no cubran por completo, ya que puede exceder del monto cubierto o no ser asegurable. No es posible anticipar con certeza las tendencias jurisprudenciales adversas, o los gastos y el resultado de cualquier proceso judicial los cuales podrían tener un efecto adverso importante en el negocio, condición financiera, resultados de operaciones y perspectivas de las Compañías.

Como parte del giro comercial habitual, las Compañías celebran acuerdos con organismos gubernamentales, en especial con CAMMESA. A pesar de que no existen procesos sustanciales pendientes, la interpretación y ejecución de ciertas disposiciones de los acuerdos existentes o de cualquier acuerdo adicional podrían resultar en disputas entre las Compañías y sus clientes o terceros, y no podemos asegurar al inversor que los resultados de cualquier reclamo, demanda u otro proceso legal comenzado en contra de las Compañías en virtud de dichos acuerdos no afectarán adversamente la actividad comercial, la situación financiera o los resultados de operaciones de las Compañías.

Rebajas en nuestras calificaciones de riesgo podrían tener impactos adversos en nuestros costos de financiamiento y en nuestras operaciones

A GEMSA le son asignadas distintas calificaciones de riesgo basadas en información proporcionada por ellas o información independiente obtenida por las distintas agencias de calificación de riesgo. La calificación asignada también se ve influenciada por las calificaciones de riesgo de los bonos del gobierno argentino y por las opiniones generales sobre el sistema financiero en su conjunto. Dichas calificaciones de riesgo están constantemente sujetas a revisión, suspensión o retiro por parte de las agencias calificadoras. En virtud de lo expuesto, una rebaja, suspensión o retiro de nuestras calificaciones de riesgo podría resultar en (i) mayores costos de financiamiento y otras dificultades para recaudar fondos; (ii) la necesidad de proporcionar garantías adicionales en relación con las transacciones realizadas en el sistema financiero; y (iii) en la terminación o cancelación de nuestros acuerdos existentes. Consecuentemente, no podemos asegurar que nuestro negocio, nuestra situación financiera y/o nuestros resultados operativos no serán sustancialmente afectados por cambios en nuestras calificaciones de riesgo.

Las Compañías están sujetas a leyes de anticorrupción, soborno y prevención lavado de dinero en Argentina. El incumplimiento de estas leyes podría resultar en sanciones, que podrían dañar su reputación y tener un efecto material adverso en sus negocios

Las Compañías están sujetas a leyes anticorrupción, soborno y prevención de lavado de dinero en Argentina. Si bien mantienen políticas y monitorean el cumplimiento de estas leyes, incluido un análisis de control interno sobre informes financieros, estas no pueden asegurar que estas políticas de compliance y procesos de control evitarán actos intencionales, imprudentes o negligentes cometidos por sus funcionarios o empleados.

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Si sus funcionarios o empleados incumplieran con cualquiera de las leyes de anticorrupción, soborno o prevención de lavado de dinero aplicables, estos pueden estar sujetos a sanciones penales, administrativas o civiles y otras medidas correctivas, que podrían tener un efecto material adverso significativo en los negocios, la situación financiera, los resultados de las operaciones y perspectivas de las Compañías. Cualquier investigación sobre posibles violaciones de las leyes anticorrupción, soborno o prevención de lavado de dinero por parte de las autoridades gubernamentales en cualquier jurisdicción donde operan las Compañías podría afectar en forma significativamente adversa sus negocios, situación financiera, los resultados operativos y perspectivas. Esto también podría afectar adversamente su reputación y capacidad para obtener contratos, trabajos, permisos y otras autorizaciones gubernamentales.

A la fecha de este Prospecto, algunos empresarios argentinos, incluyendo al Sr. Armando Roberto Losón, ex funcionarios públicos de la administración de la presidenta Cristina Fernández de Kirchner, han sido objeto de procesamiento en virtud de delitos económicos. El Sr. Armando Roberto Losón fue presidente de Albanesi hasta el 7 de agosto de 2018 y es el principal accionista del Grupo Albanesi a la fecha del presente. En diciembre de 2018, la Sala I de la Cámara Federal en lo Criminal y Correccional confirmó los procesamientos y modificó los cargos contra el Sr. Armando Roberto Losón, manteniendo la acusación original de soborno. Dicha Cámara asimismo solicitó al juez de instrucción que continuara la investigación para evaluar una posible recaracterización de los cargos penales y su competencia judicial. Tras la producción de pruebas adicionales, el juez de instrucción decidió remitir las actuaciones al fuero electoral, en el entendimiento de que, tras la producción de pruebas adicionales, los aportes supuestamente realizados por el Sr. Armando Roberto Losón a una campaña electoral argentina podrían haber violado la Ley 26.215 de Financiamiento de los Partidos Políticos. El 17 de agosto de 2021, la Cámara de Apelaciones ordenó la producción de más pruebas antes de decidir si se remitían las actuaciones a la jurisdicción electoral.

No puede garantizarse que las políticas y proceso internos de las Compañías sean suficientes para prevenir o detectar todas las prácticas inapropiadas, fraudes o violaciones de la ley por parte de nuestras afiliadas, empleados, directores, funcionarios, socios, agentes y proveedores de servicios o que dichas personas no tomarán medidas que violen sus políticas y procesos. Algunas de las violaciones mencionadas de las leyes antisoborno y anticorrupción o sanciones regulatorias podrían tener un efecto adverso significativo en la reputación, los negocios, la situación financiera, los resultados de operaciones y perspectivas de las Compañías.

Las Compañías tienen una participación no controlante en Solalbán, lo que puede limitar la capacidad de controlar el desarrollo u operación de sus inversiones

Las Compañías son titulares del 42% del capital social de Solalbán, lo cual representa menos de la mayoría de sus derechos de voto. Aunque las Compañías pretenden ejercer cierto grado de influencia en la administración y operación de esta inversión mediante el ejercicio de ciertos derechos de gobierno societario limitados, tales como derechos de veto de ciertas medidas de importancia, la capacidad para controlar el desarrollo y la operación de Solalbán puede verse limitada. Se requiere la aprobación de los accionistas mayoritarios para efectuar distribuciones de fondos, por lo que estas pueden depender de los accionistas mayoritarios para operar sus inversiones en Solalbán.

Riesgos Relacionados a las Obligaciones Negociables

Riesgo relacionado con la volatilidad y posible inexistencia de un mercado activo para la negociación de las Obligaciones Negociables.

Las Co-Emisoras no pueden garantizar la existencia de un mercado activo, líquido ni profundo para las Obligaciones Negociables una vez efectuada la oferta de las mismas bajo el Programa. Si bien las Co-Emisoras podrían solicitar el listado de las Obligaciones Negociables en BYMA y su negociación en el Mercado Abierto Electrónico (“MAE”) y/o en otros mercados autorizados del país o del exterior, no puede asegurarse que dichas autorizaciones sean otorgadas y en su caso la existencia de un mercado secundario para las Obligaciones Negociables.

Tanto el precio como el volumen de negociación de las Obligaciones Negociables pueden ser muy volátiles. Tampoco puede asegurarse que los futuros precios de negociación de las Obligaciones Negociables no serán inferiores al precio al que fueron inicialmente ofrecidas al público, ya sea por motivos inherentes a las CoEmisoras o por factores totalmente ajenos a las mismas. Asimismo, la liquidez y la profundidad del mercado de las Obligaciones Negociables pueden verse afectadas por las variaciones en la tasa de interés y por el decaimiento y la volatilidad de los mercados para títulos valores similares, así como también por cualquier modificación en la liquidez, la situación patrimonial, económica, financiera y/o de otro tipo, la solvencia, los resultados, las

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operaciones y/o los negocios de las Co-Emisoras, la capacidad de las Co-Emisoras de cumplir con sus obligaciones en general y/o con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables en particular.

Las Co-Emisoras podrían rescatar las Obligaciones Negociables en forma total o parcial.

Las Obligaciones Negociables podrían ser rescatadas, a opción de las Co-Emisoras, en forma total o parcial por razones impositivas o por otras causas que especifiquen los Suplementos correspondientes, de conformidad con los parámetros que en ellos se determine.

A menos que se especifique lo contrario en el Suplemento, las Co-Emisoras podrán rescatar las Obligaciones Negociables en su totalidad, pero no parcialmente, en caso que se produjeran ciertos cambios en la legislación impositiva. Las Obligaciones Negociables que se rescaten, lo serán por un importe equivalente al monto de capital no amortizado de las Obligaciones Negociables, más los intereses devengados e impagos sobre las mismas a la fecha del rescate en cuestión, más cualquier monto adicional pagadero e impago en ese momento respecto de las mismas, más cualquier otro monto adeudado e impago bajo las Obligaciones Negociables. Las Co-Emisoras no pueden determinar si las exenciones a las retenciones impositivas vigentes en la actualidad en la Argentina se modificarán o no en el futuro; sin embargo, si se eliminara la exención vigente y se cumplieran ciertas otras condiciones, las Obligaciones Negociables podrían ser rescatables a opción de las Co-Emisoras.

Como consecuencia de un rescate de las Obligaciones Negociables un inversor podría no estar en condiciones de reinvertir los fondos provenientes del mismo en un título que devengue una tasa de interés efectiva similar a la de las Obligaciones Negociables.

En caso que así se especifique en el Suplemento correspondiente a una clase y/o serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de las Co-Emisoras (para mayor detalle véase la sección “De la Oferta y la Negociación - Rescate a Opción de las Sociedades y/o de los Tenedores” ) de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en cada Suplemento. En consecuencia, un inversor podría no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés similar a la de las Obligaciones Negociables.

En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables podrían emitir su voto en forma diferente a los demás acreedores quirografarios.

En caso que cualquiera de las Co-Emisoras se encontrara sujeta a concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Serie, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras, Ley N° 24.522 y sus modificatorias (la “Ley de Concursos y Quiebras”), y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresarial y, consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán. Conforme a la Ley de Concursos y Quiebras, las obligaciones de las Co-Emisoras respecto de las Obligaciones Negociables están subordinadas a ciertos derechos preferentes.

La normativa de la Ley de Concursos y Quiebras establece un procedimiento de votación diferencial al de los restantes acreedores quirografarios a los efectos del cómputo de las dobles mayorías requeridas por la Ley de Concursos y Quiebras, las cuales exigen mayoría absoluta de acreedores que representen 2/3 partes del capital quirografario. Conforme este sistema diferencial, el poder de negociación de los titulares de las Obligaciones Negociables puede ser significativamente menor al de los demás acreedores de las Co-Emisoras.

En particular, la Ley de Concursos y Quiebras establece que, en el caso de títulos emitidos en serie, tales como las Obligaciones Negociables, los titulares de las mismas que representen créditos contra el concursado participarán de la obtención de conformidades para la aprobación de una propuesta concordataria y/o de un acuerdo de reestructuración de dichos créditos conforme un sistema que difiere de la forma del cómputo de las mayorías para los demás acreedores quirografarios. Dicho procedimiento establece que: (i) se reunirán en asamblea convocada por el fiduciario o por el juez en su caso; (ii) en ella los participantes expresarán su conformidad o rechazo de la propuesta de acuerdo preventivo que les corresponda, y manifestarán a qué alternativa adhieren para el caso que la propuesta fuere aprobada; (iii) la conformidad se computará por el capital que representen todos los que hayan dado su aceptación a la propuesta, y como si fuera otorgada por una sola persona; las negativas también serán computadas como una sola persona; (iv) la conformidad será exteriorizada por el fiduciario o por quien haya designado la asamblea, sirviendo el acta de la asamblea como instrumento suficiente a todos los efectos; (v) podrá prescindirse de la asamblea cuando el fideicomiso o las normas aplicables a él prevean otro método de obtención de aceptaciones de los titulares de créditos que el juez estime suficiente; (vi) en los casos en que sea el fiduciario quien haya resultado verificado o declarado admisible como titular de los créditos, de conformidad a lo previsto en el artículo 32 bis de la Ley de Concursos y Quiebras, podrá desdoblar

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su voto; se computará como aceptación por el capital de los beneficiarios que hayan expresado su conformidad con la propuesta de acuerdo al método previsto en el fideicomiso o en la ley que le resulte aplicable; (vii) en el caso de legitimados o representantes colectivos verificados o declarados admisibles en los términos del artículo 32 bis de la Ley de Concursos y Quiebras, en el régimen de voto se aplicará el inciso (vi) anterior; y (viii) en todos los casos, el juez podrá disponer las medidas pertinentes para asegurar la participación de los acreedores y la regularidad de la obtención de las conformidades o rechazos.

En adición a ello, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos titulares de las Obligaciones Negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o que se abstengan de votar, no serán computados a los efectos de los cálculos que corresponden realizar para determinar dichas mayorías.

La consecuencia del régimen de obtención de mayorías antes descrito y de los precedentes judiciales mencionados hace que, en caso que las Co-Emisoras entren en un proceso concursal o de reestructuración de sus pasivos, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables con relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales pueda verse disminuido.

Las obligaciones de las Co-Emisoras respecto de las Obligaciones Negociables estarán subordinadas a ciertas obligaciones legales y podrían estar subordinadas a otras deudas de las Co-Emisoras.

Conforme a la Ley de Concursos y Quiebras, las obligaciones de las Co-Emisoras respecto de las Obligaciones Negociables están subordinadas a ciertos derechos preferentes. En caso de liquidación, estos derechos preferentes estipulados por ley, incluidos reclamos laborales, obligaciones con garantía real, aportes previsionales, impuestos y los gastos y costas judiciales vinculadas a los mismos tendrán prioridad sobre cualquier otro reclamo, inclusive reclamos de los inversores respecto de las Obligaciones Negociables.

Por otro lado, en el caso de Obligaciones Negociables no subordinadas, las Obligaciones Negociables tendrán, al menos, igual prioridad de pago que toda la deuda no garantizada y no subordinada de las Co-Emisoras, existente y futura, salvo las obligaciones que gozan de preferencia por ley, incluidos, entre otros, los reclamos fiscales y laborales a cada una de las Sociedades así como aquellos especificados en el párrafo anterior.

Si así se especificara en el respectivo Suplemento, las Co-Emisoras también podrán emitir Obligaciones Negociables subordinadas. En ese caso, además de la prioridad otorgada a ciertos acreedores referida en el párrafo precedente, las Obligaciones Negociables subordinadas también estarán sujetas en todo momento al pago de cierta deuda no garantizada y no subordinada de las Sociedades, según se detalle en el Suplemento aplicable.

La garantía de Albanesi podría tornarse inejecutable en caso de producirse el concurso preventivo o la quiebra del Garante.

Albanesi actuará como garante de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo este Programa -con el alcance y en los términos que se indiquen en los respectivos Suplementos-, salvo que se determine lo contrario en los respectivos Suplementos. En Argentina, las leyes no prohíben a las sociedades garantizar obligaciones de terceros, por lo que tampoco impiden que la garantía sea válida, vinculante y ejecutable respecto de Albanesi. Sin embargo, la validez y fuerza ejecutoria de una garantía en virtud de la Ley de Concursos y Quiebras dependen de que el otorgamiento de dicha garantía responda a los intereses del garante y de que este reciba una compensación justa y suficiente por su emisión. En caso de que Albanesi comience un proceso de concurso preventivo o quiebra y la garantía haya sido otorgada dentro de los dos años anteriores a la declaración de quiebra, dicha garantía podría ser anulada si un tribunal decide que Albanesi no recibió una compensación adecuada a cambio de ella. Es posible que un acreedor de Albanesi o su administrador, en caso de que esta se tornare insolvente, cuestionen la validez y fuerza ejecutoria de la garantía.

Las Co-Emisoras no pueden garantizar que terceros no cuestionarán las obligaciones asumidas por el Garante lo que podría incluir acciones de nulidad o liberación del compromiso asumido por el Garante.

Salvo que se indique lo contrario en el respectivo Suplemento, un tenedor de Obligaciones Negociables gozará, entre otras, del beneficio de las garantías otorgadas por el Garante. Como principal accionista de las CoEmisoras, el Garante considera que se verá beneficiado directamente por el acceso a los mercados de capitales internacionales por parte de las Co-Emisoras.

Sin perjuicio de lo antedicho, la responsabilidad del Garante en virtud de la garantía podría reducirse a cero, según el monto de las demás obligaciones asumidas por el Garante. Asimismo, bajo las circunstancias analizadas con mayor detalle más adelante, en virtud de las leyes aplicables en materia de transferencia y transmisión fraudulentas, un tribunal podría declarar la nulidad de las obligaciones bajo una garantía o bien subordinarlas a las restantes obligaciones del Garante.

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Por ende, la responsabilidad del Garante bajo la garantía podría verse sustancialmente reducida o ser eliminada según los montos de sus restantes obligaciones y conforme a las leyes aplicables. En particular, una garantía emitida por una sociedad que no favorezca sus propios intereses societarios o por una sociedad cuyas obligaciones bajo la garantía excedan el beneficio para la sociedad podría no resultar válida y exigible. Es posible que un acreedor del Garante o el síndico del concurso o quiebra en el supuesto de concurso de una de ellas puedan impugnar la validez y exigibilidad de la Garantía y que los tribunales correspondientes puedan determinar que las mismas deben limitarse y/o anularse. En caso de que se considere que la Garantía es inválida o inexigible en forma total o parcial, o en la medida en que resulten de aplicación limitaciones acordadas respecto de la obligación derivada de la garantía, las Obligaciones Negociables ofrecidas a ser emitidas bajo el Programa quedarían efectivamente subordinadas a todos los pasivos del Garante en cuestión, incluyendo sus créditos comerciales a pagar.

Además, conforme a la ley argentina, las obligaciones del Garante bajo esta garantía están subordinadas a determinadas preferencias establecidas por ley, incluyendo reclamos en concepto de sueldos, jornales, obligaciones garantizadas, cargas sociales, impuestos, tasas de justicia, costas y gastos judiciales. En caso de quiebra del Garante, dichas preferencias establecidas por ley tendrán preferencia sobre cualquier otro reclamo, incluyendo los reclamos de cualquier tenedor de las Obligaciones Negociables.

La incertidumbre sobre la metodología de cálculo de la tasa LIBOR y su potencial discontinuación con posterioridad a 2021 podría afectar adversamente el valor de las Obligaciones Negociables.

El 27 de julio de 2017 la Autoridad Financiera de Contralor del Reino Unido ( UK Financial Conduct Authority ), que regula la tasa de interés interbancario de Londres (“LIBOR”), anunció su intención de dejar de incentivar u obligar a los bancos a presentar, ante el administrador de LIBOR, las tasas necesarias para el cálculo de LIBOR a partir de 2021. El anuncio indica que la continuación de LIBOR sobre la base actual no será – y no podrá ser - garantizadaa partir del año 2021, habiéndose extendido dicho plazo al 30 de junio de 2023. Las CoEmisoras son prestatarias de ciertos préstamos que están indexados a la tasa LIBOR. Éstas no pueden predecir si LIBOR se mantendrá o si se promulgarán reformas adicionales a la misma. A la fecha del presente, no existe consenso sobre qué tasa o tasas pueden convertirse en alternativas aceptables a LIBOR (con la excepción de los acuerdos de recompra a un día, que se espera que se basen en el Secured Overnight Financing Rate (“SOFR”). Cuando las tasas LIBOR ya no se encuentren disponibles, y las Co-Emisoras deban aplicar índices sustitutivos para el cálculo de las tasas de interés en virtud de sus contratos de préstamo con los prestamistas, éstas podrán incurrir en gastos para llevar a cabo la transición, y podrán estar sujetas a disputas o litigios con los prestamistas sobre la idoneidad o comparabilidad de los índices sustitutivos con LIBOR, lo cual podría tener un efecto adverso en sus resultados de operaciones.

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POLÍTICAS DE LAS CO–EMISORAS

a) Políticas de inversiones y de financiamiento

En los últimos años se destacan las siguientes inversiones / desinversiones realizadas por la s CoEmisoras:

Fusión 2015

Con fecha 15 de octubre de 2015, mediante la asamblea general ordinaria y extraordinaria de GEMSA y las asambleas celebradas por las Sociedades Absorbidas (según se define a continuación) se aprobó la fusión por absorción de GEMSA con Generación Independencia S.A., Generación La Banda S.A. y Generación Riojana S.A. (las “Sociedades Absorbidas”) (la “Fusión 2015”), habiéndose firmado el correspondiente Acuerdo Definitivo de Fusión en fecha 10 de noviembre de 2015. La fecha efectiva de fusión fue el 1° de enero de 2016, fecha a partir de la cual GEMSA asumió todos los derechos y obligaciones existentes de las Sociedades Absorbidas. Toda la información expuesta en este Prospecto anterior a esta fecha, no incluye información de las Sociedades Absorbidas. Esta fusión fue aprobada por el Directorio de CNV mediante resolución N° 18.003 de fecha 22 de marzo de 2016. Asimismo, mediante resolución N° 18.004 y 18.006 el Directorio de CNV aprobó la disolución sin liquidación de Generación Independencia S.A. (“GISA”) y la transferencia de la autorización de oferta pública oportunamente otorgada a GISA en favor de GEMSA. La mencionada fusión se encuentra inscripta en la Inspección General de Justica en el N° 8171, L° 79, T° - de sociedad por acciones en la fecha 18 de mayo de 2016.

Todos los documentos relativos a las mencionadas fusiones se encuentran disponibles en la página de la CNV (https://www.argentina.gob.ar/cnv) en el ítem “Hechos Relevantes”.

Fusión GFSA

Con fecha 18 de octubre de 2016, las asambleas generales de GEMSA y Generación Frías (“GFSA”, y junto con GEMSA las “Sociedades Participantes de la Fusión GFSA”), aprobaron la fusión por absorción de GEMSA con GFSA (la “Fusión GFSA”), habiéndose firmado el correspondiente Acuerdo Definitivo de Fusión en fecha 15 de noviembre de 2016. La fecha efectiva de fusión fue el 1° de enero de 2017, fecha a partir de la cual GEMSA asumió todos los derechos y obligaciones existentes de la GFSA. Toda la información expuesta en este Prospecto anterior a esta fecha, no incluye información de GFSA. Esta fusión fue aprobada por el Directorio de CNV mediante resolución N° 18.537 de fecha 2 de marzo de 2017. Asimismo, mediante resolución N° 18.538 el Directorio de CNV aprobó la disolución sin liquidación de Generación Frías S.A. La mencionada fusión se encuentra inscripta en la Inspección General de Justica en el N° 5168, L° 83, T° - de sociedad por acciones en la fecha 17 de marzo de 2017.

Todos los documentos relativos a la fusión se encuentran disponibles en la página de la CNV (https://www.argentina.gob.ar/cnv) en el ítem “Hechos Relevantes”.

Fusión ASA/AISA

Con fecha 18 de octubre de 2017, mediante asambleas generales ordinarias y extraordinarias de Albanesi y Albanesi Inversora S.A. (“AISA” y, junto con Albanesi, las “Sociedades Participantes de la Fusión ASA/AISA”) se aprobó la fusión por absorción de Albanesi con AISA (“Fusión ASA/AISA”), habiéndose firmado el correspondiente acuerdo definitivo de fusión en fecha 21 de noviembre de 2017. La fecha efectiva de fusión fue el 1° de enero de 2018, fecha a partir de la cual las Sociedades Participantes de la Fusión ASA/AISA pasaron a considerarse únicamente como Albanesi, sociedad absorbente, y fecha a partir de la cual ASA asumió todos los derechos y obligaciones existentes de AISA, la sociedad absorbida. Toda la información de Albanesi expuesta en este Prospecto anterior a esta fecha, no incluye información de AISA. Esta fusión fue aprobada por la Subgerencia de Emisoras de CNV de fecha 2 de octubre de 2017. Esta fusión fue aprobada por el Directorio de CNV mediante Resolución N° RESFC- 2018–19281-APN-DIR#CNV de fecha 11 de enero de 2018. Asimismo, en fecha 23 de febrero de 2018, la IGJ aprobó la disolución sin liquidación y cancelación registral de AISA bajo el N° 3453, del L° 88, T°- de sociedades por acciones. La mencionada fusión se encuentra inscripta en la Inspección General de Justica en el N° 8171, L° 79, T° - de sociedad por acciones en la fecha 18 de mayo de 2016.

Todos los documentos relativos a esta fusión se encuentran disponibles en la página de la CNV (https://www.argentina.gob.ar/cnv) en el ítem “Hechos Relevantes”.

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Fusión 2021

Con fecha 21 de diciembre de 2020, se ha resuelto mediante actas de directorio de GEMSA, ASA y GECE llevar a cabo un proceso de reorganización societaria entre consistente en la absorción ASA y GECE (las “Sociedades Absorbidas”) por parte de GEMSA (la “Sociedad Absorbente”) con el objetivo de lograr un manejo uniforme y coordinado de las actividades de las sociedades involucradas, beneficios para éstas, así como para sus accionistas, terceros contratantes, socios comerciales y, en particular, sus inversores y acreedores, lográndose una optimización de costos, procesos y recursos, mediante su unificación en la Sociedad, fijándose como Fecha Efectiva de Fusión el 1° de enero de 2021. Luego, con fecha 19 de marzo de 2021, se firmó el Compromiso Previo de Fusión en virtud del que se pactó, entre otras cosas, que la incorporación al patrimonio de GEMSA de todos los activos y pasivos, y el patrimonio neto, incluidos bienes registrables, derechos y obligaciones pertenecientes a las Sociedades Absorbidas se producirá, sujeto a la inscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión ante la IGJ y CNV, en la Fecha Efectiva de Fusión y que GEMSA actuará en nombre propio en todos los actos que realice en la administración de los negocios de las Sociedades Absorbidas a fusionar y corresponderán a GEMSA todas las ganancias, pérdidas y consecuencias de los actos realizados en dicho período. Sin perjuicio de ello, también se dejó constancia que todos los actos realizados y llevados adelante por la Sociedad Absorbente a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, como consecuencia de la gestión de los negocios a fusionar, serán considerados como realizados por cuenta y orden de las Sociedades Absorbidas, en caso de que el Acuerdo Definitivo de Fusión no pudiera inscribirse en los Registros Públicos correspondientes por cualquier causa.

Con fechas 11 de mayo de 2021 y 26 de mayo de 2021, mediante asambleas generales extraordinarias de Albanesi, GEMSA y GECE (las “Asambleas”) se resolvió llevar a cabo la Fusión 2021 en virtud de la cual GEMSA, actuando como sociedad absorbente y continuadora, absorbió a Albanesi y GECE., las cuales se disolverán sin liquidarse. Las Asambleas consideraron, entre otros temas, la Fusión 2021, el Compromiso Previo de Fusión y la oportuna suscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión, los balances especiales de la Fusión 2021 y el balance consolidado de la Fusión 2021 ambos al 31 de diciembre de 2020, la disolución sin liquidación de Albanesi y GECE, el aumento de capital de GEMSA de $138.172.150 a $203.123.895 y la consecuente reforma del estatuto de GEMSA.

La Fusión 2021 se realiza dentro del marco establecido para reorganizaciones por los artículos 80 y siguientes de la Ley de Impuesto a las Ganancias y demás normas aplicables, por lo que se encuentra excluida del pago al impuesto de las ganancias, al igual que de los restantes gravámenes nacionales, provinciales y municipales, en función de las exenciones y demás medidas de alivio fiscal aplicables para las reorganizaciones.

El objetivo de la Fusión 2021 es, a través de la reorganización societaria, alcanzar una mayor eficiencia en la estructura corporativa de control de GEMSA e -indirectamente del grupo- dado que los accionistas que controlan el 100% del capital social y votos de las Sociedades Absorbidas comprenden la totalidad de los accionistas minoritarios de GEMSA. La estructura actual, que obedece a razones históricas, ha perdido razón de ser en función de cómo ha evolucionado el grupo y, en particular, de la fortaleza patrimonial de GEMSA vis á vis las tenencias en las sociedades vinculadas o controladas que pasarían a ser de su titularidad como resultado de la fusión.

Con motivo de la Fusión 2021:

(a) se transfirieron totalmente a GEMSA los patrimonios de las Sociedades Absorbidas, adquiriendo en consecuencia GEMSA, a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, sujeto a la inscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión en la IGJ, la titularidad de todos los derechos y obligaciones de Albanesi y GECE;
(b) Albanesi y GECE se disolverán sin liquidarse, quedando por tanto absorbidas por GEMSA;
(c) se aumentará el capital social de GEMSA de $ 138.172.150 a $ 203.123.895; y
(d) a los efectos contables e impositivos, se estableció como Fecha Efectiva de Fusión el día 1° de enero de 2021.

A partir de la Fecha Efectiva de Fusión y hasta la correspondiente inscripción en la IGJ, el Directorio de GEMSA tomó a su cargo la administración de los activos y pasivos de las Sociedades Absorbidas, con suspensión de quienes la ejercitaban de acuerdo al artículo 84 de la LGS. GEMSA actuará en nombre propio en todos los actos que realice en la administración de los negocios de las Sociedades Absorbidas a fusionar y corresponderán a la sociedad absorbente todas las ganancias, pérdidas y consecuencias de los actos realizados en dicho período. Sin perjuicio de ello, se deja constancia que todos los actos realizados y llevados adelante por

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GEMSA a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, como consecuencia de la gestión de los negocios a fusionar, serán considerados como realizados por cuenta y orden de las Sociedades Absorbidas, en caso de que el Acuerdo Definitivo de Fusión no pudiera inscribirse en los Registros Públicos correspondientes por cualquier causa.

El Compromiso Previo de Fusión fue celebrado con fecha 19 de marzo de 2021. El Acuerdo Definitivo de Fusión fue celebrado con fecha 30 de junio de 2021. El Prospecto relativo a esta fusión ha sido publicado en la AIF con fecha 10 de mayo de 2021. En cumplimiento de la normativa vigente, el Acuerdo Definitivo de Fusión deberá ser inscripto ante la IGJ. La conformidad administrativa de esta fusión se encuentra actualmente en trámite ante la Subgerencia de Emisoras de CNV.

Todos los documentos relativos a la fusión se encuentran disponibles en la página de la CNV (https://www.argentina.gob.ar/cnv) en el ítem “Hechos Relevantes”.

b) Políticas ambientales

La gestión del medio ambiente constituye una prioridad clave en actividades y operaciones comerciales de las Co-Emisoras. En la actualidad las Co-Emisoras gestionan y mantienen todos los permisos y autorizaciones ambientales necesarios para desarrollar responsablemente su actividad comercial. Asimismo, las Co-Emisoras consideran que la protección ambiental constituye un área de evaluación de desempeño, y, por ello, han incluido las cuestiones ambientales dentro de las responsabilidades de sus ejecutivos clave.

En la actualidad contamos con un Sistema de Gestión Ambiental implementado con alcance corporativo y certificado conforme a la norma ISO 14001:2015.

El ejercicio sostenido de las buenas prácticas ambientales formalmente expresadas y comunicadas en los requisitos y recomendaciones del Sistema de Gestión, como la búsqueda constante de oportunidades superadoras, conforma un marco de desempeño óptimo para el desarrollo seguro de los procesos a la par de la protección del medio ambiente y el adecuado cumplimiento de la legislación aplicable.

Las tareas programadas para los controles y seguimientos internos necesarios, dentro de las cuales se destacan especialmente las auditorías internas periódicas, posibilitan fundamentalmente la vigilancia preventiva de las implementaciones documentales y de campo comprometidas, a la vez de proveer los datos de entrada principales para las acostumbradas evaluaciones de desempeño y las iniciativas de mejora resultantes.

Dada la administración corporativa llevada adelante, los Sistemas de Gestión de las Centrales de energía
del Grupo cuentan con una Política Ambiental de la Alta Dirección compartida. Allí se dispone: • Trabajar en todos los órdenes y niveles de la organización velando por el desarrollo sostenible y la protección del medio ambiente, incluida la prevención de la contaminación.
Incrementar la conciencia y el respeto de sus integrantes por el uso racional y responsable de los recursos naturales.
Procurar la mejora continua en el desempeño, tendiendo a la mitigación/anulación de los impactos ambientales negativos de la actividad (en su defecto, la eficaz contención de los mismos) y el incremento de los impactos de carácter positivo, en cantidad, calidad y seguridad.
Gestionar los Aspectos Ambientales de la actividad, con extensión al ciclo de vida de los mismos.
Analizar nuevas tecnologías y procesos, considerando las posibilidades económicas, orientados a optimizar el empleo de los recursos naturales, ajustando las emisiones gaseosas y vertidos líquidos a los valores establecidos por la legislación vigente.
Cumplir con las exigencias legales aplicables y otros requisitos a los cuales la Organización suscriba.
Capacitar y entrenar al personal, con especial atención a los impactos sobre el medio ambiente de sus actividades y procesos, y a situaciones de emergencia ambiental.
Trabajar preventiva y eficientemente frente a los impactos ambientales adversos relacionados a cambios en los procesos actuales o a nuevos desarrollos.

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Atender los reclamos y sugerencias de partes externas en general, brindando un adecuado tratamiento.
Asegurar el desarrollo de toda actividad de proceso o servicio, a cargo propio o de terceros bajo responsabilidad de la empresa, priorizando los valores éticos, la integración social y el especial respeto por los intereses y las necesidades de la comunidad para la contribución a una mejor calidad de vida.

Los Sistemas de Gestión Ambiental de las Centrales han mantenido históricamente sus certificaciones ISO de manera ininterrumpida. En este orden, durante los meses febrero y marzo de 2021, se cumplió exitosamente con las instancias de auditorías externas correspondiente a la segunda etapa de seguimiento del período de certificación 2018-2021.

c) Políticas de dividendos y agentes pagadores

Las Co-Emisoras no han distribuido dividendos durante los ejercicios 2017, 2018 y 2019.

Las Co-Emisoras no tienen una política de dividendos determinada y podrán decidir en el futuro pagar dividendos de acuerdo con la ley aplicable o basada en diversos factores que pudieran existir en ese momento. La política de dividendos de las Co-Emisoras dependerá, entre otras cosas, de los resultados de sus operaciones, los requerimientos de inversión, las posibilidades y costos de financiación de los proyectos de inversión, la cancelación de obligaciones, las restricciones legales y contractuales existentes, las perspectivas futuras y cualquier otro factor que los directorios de las Co-Emisoras consideren relevante.

Pueden declararse y pagarse dividendos legalmente sólo con los resultados no asignados expuestos en los estados contables anuales confeccionados de conformidad con las Normas Contables Profesionales y las Normas de la CNV y aprobados por la asamblea de accionistas anual ordinaria.

De acuerdo con los estatutos de las Co-Emisoras, sus ganancias realizadas y liquidas se destinan: a) 5%, hasta alcanzar el 20% del capital social para el fondo de reserva legal; b) a remuneración del directorio y comisión fiscalizadora en su caso; c) el saldo tendrá el destino que decida la asamblea.

Los directorios de las Co-Emisoras someten a consideración y aprobación de la asamblea de accionistas anual ordinaria los estados contables de las Co-Emisoras correspondientes al ejercicio anterior, conjuntamente con el informe que sobre ellos emite la comisión fiscalizadora. En un período de cuatro meses contados desde el cierre del ejercicio, se debe celebrar una asamblea de accionistas ordinaria para aprobar los estados contables y determinar el destino de la ganancia neta del ejercicio.

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INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN, DEL CONSEJO DE VIGILANCIA Y COMITÉ DE AUDITORÍA (TITULARES Y SUPLENTES)

a) Directores o Administradores y Gerencia

De conformidad con la Ley General de Sociedades, la administración de las sociedades anónimas está en manos de un directorio elegido por la asamblea de accionistas. De conformidad con el Artículo 59 de la Ley General de Sociedades, los directores tienen la obligación de obrar con lealtad y con la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores responden (respectivamente a cada sociedad en la cual se desempeñan) ilimitada y solidariamente hacia la sociedad, los accionistas y los terceros por el mal desempeño de su cargo, la violación de la ley, el estatuto o el reglamento de la sociedad, si lo hubiere, y por cualquier otro daño a terceros causado por dolo, abuso de facultades o culpa grave, conforme lo establece el Artículo 274 de la Ley General de Sociedades. Los siguientes conceptos se consideran parte integrante del deber de lealtad de un director: (i) la prohibición de emplear los activos de la sociedad y la información confidencial con fines privados; (ii) la prohibición de aprovechar, o permitir que otros aprovechen, por medio de acción u omisión, las oportunidades de negocios de la sociedad; (iii) la obligación de ejercer sus facultades únicamente para los fines propuestos por la ley, los estatutos de la sociedad o las resoluciones de los accionistas o del directorio; (iv) la obligación de actuar con diligencia en la preparación y divulgación de la información suministrada al mercado y velar por la independencia de los auditores externos de la sociedad; y (v) la obligación de tener estricto cuidado de forma tal que los actos del directorio no sean contrarios, directa o indirectamente, a los intereses de la sociedad. Conforme con lo previsto bajo la Ley General de Sociedades, se pueden asignar funciones específicas a un director por medio del estatuto o de una resolución de la asamblea. En dichos casos, la imputación de responsabilidad se hará atendiendo a la actuación individual, siempre que la asignación de funciones específicas hubiese sido inscripta en el registro público de comercio correspondiente. La Ley General de Sociedades prohíbe que los directores realicen actividades en competencia con la sociedad sin expresa autorización de la asamblea. Los directores deben informar al directorio y a la comisión fiscalizadora acerca de cualquier conflicto de intereses que pudieran tener en una operación propuesta y deberán abstenerse de votar en tal cuestión.

Un director no será responsable por las decisiones adoptadas en una reunión del directorio en caso en que el mismo estableciera su oposición por escrito e informare a la sindicatura antes de que su responsabilidad se denuncie al directorio, a la sindicatura, a la asamblea o a la autoridad competente, o se ejerza la acción judicial correspondiente. Excepto en el caso de liquidación obligatoria o quiebra, la gestión de un director aprobada por los accionistas de la sociedad libera a ese director de cualquier responsabilidad por tal gestión respecto de la sociedad, a menos que los accionistas que representen el 5% o más del capital social objeten dicha aprobación o a menos que la decisión de aprobar la gestión hubiera sido adoptada en violación de las leyes aplicables o de los estatutos de la sociedad. La sociedad tiene derecho a entablar acciones judiciales contra un director si una mayoría de los accionistas de la sociedad reunidos en asamblea solicitan tal medida. Si la sociedad no inicia la acción judicial dentro de los tres meses de la resolución de asamblea aprobando el inicio de la acción, cualquier accionista puede promoverla en nombre y representación de la sociedad.

Según lo previsto bajo la Ley General de Sociedades, el directorio de cada una de las sociedades está a cargo de la administración de cada sociedad y, por lo tanto, adopta todas y cada una de las decisiones administrativas, así como aquellas decisiones expresamente previstas en la Ley General de Sociedades, los estatutos de la sociedad y demás reglamentaciones aplicables. Asimismo, el directorio es generalmente responsable de la ejecución de las resoluciones adoptadas en las asambleas de accionistas y del cumplimiento de cualquier tarea en particular que los accionistas le hubieran delegado expresamente. De conformidad con la Ley General de Sociedades, los deberes y las responsabilidades de un director suplente, cuando actúe en reemplazo de un director titular, ya sea en forma transitoria o permanente, son los mismos que los que se analizaron precedentemente para el caso de directores titulares. En ningún caso los directores suplentes tendrán otros deberes o responsabilidades en su calidad de directores suplentes.

El directorio de GEMSA está conformado por nueve directores titulares y cinco directores suplentes. El directorio de CTR está conformado por cinco directores titulares Los accionistas presentes en las asambleas de accionistas de GEMSA podrán determinar el número de directores, el cual no podrá ser menor que cinco ni mayor que nueve para el caso de directores titulares. Los accionistas presentes en las asambleas de accionistas de CTR podrán determinar el número de directores, el cual no podrá ser menor que uno ni mayor que cinco para el caso de los directores titulares. El número de directores suplentes deberá ser igual o menor al número de directores titulares. Cada uno de los directores es elegido por la mayoría de los accionistas presentes en la asamblea ordinaria de accionistas por un plazo de tres años y podrá ser reelegido por períodos sucesivos. De conformidad con la Ley

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de Sociedades, los directores permanecen en sus cargos hasta ser reemplazados o reelegidos. Ninguno de los directores actuales de GEMSA se considera independiente en virtud de la ley argentina aplicable.

Las tablas que se observan a continuación establecen la composición del directorio de GEMSA y CTR:

GEMSA

Nombrey Apellido Armando Losón (h) Guillermo Gonzalo Brun Julián Pablo Sarti María Eleonora Bauzas Sebastián Andrés Sánchez Ramos Oscar Camilo De Luise Ricardo Martín López Romina Solange Kelleyian Osvaldo Enrique Alberto Cado José Leonel Sarti Juan Gregorio Daly Jorge Hilario Schneider Juan Carlos Collin María Andrea Bauzas	Cargo Presidente Vicepresidente 1° Vicepresidente 2° Director Titular Director Titular Director Titular Director Titular Director Titular Director Titular Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente Director Suplente	Fecha de designación 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021	Fecha de Vencimiento *()** 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023	Carácter()**
				No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente No independiente

(*) Los directores oportunamente electos permanecerán en sus cargos hasta tanto sean reemplazados o renovados sus mandatos, según lo dispuesto en el artículo 257 de la Ley General de Sociedades.

()** Conforme con los términos del art. 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV.

En virtud de lo establecido en el Acuerdo Definitivo de Fusión relativo a la Fusión GEMSA, ASA, GECE, a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, establecida para el 1° de enero de 2021, y hasta la inscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión ante la IGJ, el Directorio de GEMSA tomó a su cargo la administración de los activos y pasivos de Albanesi y GECE, con suspensión de quienes ejercitaban el carácter de Directores del órgano de administración de las Sociedades Absorbidas, de acuerdo con el artículo 84 de la Ley General de Sociedades.

CTR

Nombre Armando Losón (h) Carlos Alfredo Bauzas Guillermo Gonzalo Brun	Cargo Presidente Director Titular Director Titular	Fecha de designación 20/04/2020 20/04/2020 20/04/2020	Fecha de Vencimiento *()** 31/12/22 31/12/22 31/12/22	Carácter()**
				No independiente No independiente No independiente

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Julián Pablo Sarti	Director	20/04/2020	31/12/22	No
	Titular			independiente
Roque Antonio Villa	Director	01/06/2021	31/12/23	No
	Titular			independiente

()** Conforme con los términos del art. 11, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV.

A continuación, se presenta una breve descripción biográfica de los miembros titulares del directorio de GEMSA y CTR:

Armando Losón (h): D.N.I. N° 23.317.328, C.U.I.T. N° 20-23317328-3. Fecha de Nacimiento: 16/06/1973. Presidente de GEMSA y CTR. El Lic. Armando Losón integra la compañía desde el 28 de abril de 2006. Con más de 10 años de experiencia corporativa, desde 2004, es Director de RGA. Ingresó al Grupo Albanesi en el año 1997, para inicialmente trabajar en el área comercial. Tuvo a su cargo el desarrollo del departamento de Nuevos Negocios. Ha participado activamente en diferentes procesos de evaluación de proyectos y adquisiciones en diversas áreas del grupo, como Gas, Petróleo, Generación Eléctrica y Agroindustrias. En 2004 fue Co-Leader en el desarrollo de Bodega del Desierto S.A., para la producción de vinos premium, empresa de la que actualmente es General Manager, y que en corto tiempo fue posicionada en el mercado por sus logros. En 1996, obtuvo el título de Licenciado en Economía en la Universidad de San Andrés. Armando Losón (h) es hijo de Armando Roberto Losón. El Sr. Armando Losón (h) ocupa el cargo de Presidente en las siguientes sociedades del Grupo Albanesi: CTR, Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Bodega del Desierto S.A., Generación Litoral S.A., GROSA, RGA, Centennial S.A., Holen S.A. y Solalban Energía S.A. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Guillermo Gonzalo Brun: D.N.I. N° 20.298.131, C.U.I.T. N° 20-20298131-4. Fecha de Nacimiento: 26/10/1968. Vicepresidente 1° de GEMSA y Director Titular de CTR. El Cdor. Guillermo Gonzalo Brun integra las Compañías desde el 19 de abril de 2010. Se incorporó al Grupo Albanesi en julio de 1995 y desde noviembre de 2003 desempeña el cargo de Director Financiero del Grupo Albanesi. Es Contador Público Nacional desde marzo de 1995 egresado de la Universidad Nacional de Rosario. En abril 2001 obtuvo el título de MBA en la Universidad del CEMA. Además, es director titular de las siguientes compañías: Albanesi Power S.A., Generación Litoral S.A., Holen S.A. y Centennial S.A. Asimismo es Vicepresidente 1° de las siguientes sociedades: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Bodega del Desierto S.A., GROSA y RGA. Adicionalmente, el Sr. Brun se desempeña como Síndico Titular en Solalban Energía S.A. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Julián Pablo Sarti: D.N.I. N° 27.288.155, C.U.I.T. N° 20-27288155-4. Fecha de Nacimiento: 14/06/1979. Vicepresidente 2° de GEMSA y Director Titular de CTR. El Ing. Julián Pablo Sarti integra las Compañías desde el 19 de abril de 2010. Es ingeniero mecánico egresado de la Universidad Nacional de La Plata. Cursó la Carrera de Especialización en Administración del Mercado Eléctrico en el Instituto Tecnológico Buenos Aires (ITBA). Se incorporó a RGA en el año 2005. Con anterioridad trabajó en Arcan Ing. y Cons. S.A. en la gerencia de ingeniería y en Aluar Aluminio Argentino S.A.I.C. en la gerencia de ingeniería industrial. Además es Vicepresidente 2° de las siguientes compañías: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Alto Valle del Río Colorado S.A., Bodega del Desierto S.A., GROSA, GECE y RGA. Asimismo, el Sr. Sarti se desempeña como Director Titular en Albanesi Power S.A., Generación Litoral S.A., Holen S.A. y Solalban Energía S.A. Por último, se desempeña como Director Titular en Ravok S.A. y Quince Escobas S.A. y como Gerente de Corimar SRL. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

María Eleonora Bauzas: D.N.I. N° 25.900.920, C.U.I.T. N° 27-25900920-6. Fecha de Nacimiento: 14/11/1977. Directora Titular de GEMSA. Es Licenciada en Marketing egresada de la Universidad CAECE. Desde Julio del 2005 se desempeñó en distintas áreas dentro de Bodega del Desierto S.A. En la actualidad ocupa el cargo de gerente en dicha sociedad. Asimismo, se desempeña como Directora Titular de Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Bodega del Desierto S.A., GROSA y RGA. Su domicilio es Av. L.N. Alem 855, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Sebastián Andrés Sánchez Ramos: D.N.I. 22.302.656, C.U.I.T.: 20-22302656-8. Fecha de nacimiento: 28/06/1971. Director Titular de Albanesi y GEMSA. Ocupa la función de Director de Gas dentro del Grupo Albanesi. Es Ingeniero Industrial egresado de la Universidad de Buenos Aires. Realizó el Master en Administración de Empresas en el CEMA, Posgrado de Especialización en Economía de Gas y Petróleo en el ITBA y cursó el Posgrado de Derecho en Actualización del Petróleo y Gas Natural en la UBA. Se incorporó a RGA. en septiembre de 2004. Con anterioridad trabajó en Metrogas S.A., en la gerencia de Compra de gas y transporte y en la gerencia de construcción y mantenimientos de gasoductos, en Goodyear SRL, en la gerencia

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de abastecimiento y planificación de importaciones, y en Alvarez y Ramos SRL en el sector de compras y control de inventarios. El Sr. Sánchez Ramos ocupa el cargo de director titular en las siguientes sociedades del Grupo Albanesi: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., Alto Valle del Río Colorado S.A., Bodega del Desierto S.A., GECE, Generación Litoral S.A., GROSA y RGA. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Oscar Camilo De Luise: D.N.I. N° 6.073.309, C.U.I.T. N° 20-06073309-1. Fecha de Nacimiento: 21/09/1947. Director Titular de GEMSA. El Cdor. Oscar Camilo De Luise integra las Compañías desde el 28 de abril de 2006. Entre 2001 y 2005, se desempeñó en RGA ocupando el cargo de Gerente de Administración y Finanzas –Planificación y Control. Desde 1999 ocupa la presidencia de la Empresa Cerámica Arroyo Seco S.A., y en el pasado ocupó la Gerencia General de Aldea S.A. (1991-1999), el puesto de Gerente de Administración y Finanzas de UTE Condux - SGA - Albanesi (1988-1990) y los cargos de Gerente General y Gerente de Sucursal Buenos Aires de Siryi, Del Gerbo, Azanza S.A. (1970-1988). En 1969, obtuvo el título de Contador Público Nacional en la Universidad Nacional de Rosario. Además, es director titular de las siguientes compañías: Alba Jet S.A., Albanesi Power S.A.; Albanesi Energía S.A., Bodega del Desierto S.A., GECE, Generación Litoral S.A., GROSA y RGA. Asimismo, el Sr. De Luise se desempeña como Director Suplente en Solalban Energía S.A. Por último, se desempeña como Presidente de Cerámica Arroyo Seco S.A. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ricardo Martín Lopez: D.N.I.: 26.965.138 C.U.I.T.: 20-26965138-6 Fecha de nacimiento: 10/10/1978. Director Titular de GEMSA. El Sr. López es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) en 2002. Ingresó en el Grupo Albanesi en 2006 como analista de impuestos y a la fecha cumple la función de Gerente de impuestos del Grupo Albanesi. Anteriormente trabajó en el sector de impuestos de Price Waterhouse & Co. y de KPMG. El Sr. López ocupa el cargo de director titular en Albanesi Energía S.A., RGA, GECE y Albanesi Energía S.A. Asimismo, el Sr. López se desempeña como director suplente en Alba Jet S.A., Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A, Generación Litoral S.A., GROSA, Holen S.A. y Solalban Energía S.A. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Romina Solange Kelleyian: D.N.I.: 25.745.424 C.U.I.T.: 27-25745424-5 Fecha de nacimiento: 26/12/1976. Directora Titular de GEMSA y Albanesi. Es Contadora Pública egresada de la Universidad Nacional de la Matanza. Se incorporó al Grupo Albanesi en el año 2000. Con anterioridad trabajo en Compañía Argentina de Levaduras S.A, Bayer Argentina S.A., Reebok, y Falabella desempeñándose en distintos sectores administrativo-contables y comerciales de dichas compañías. Las Sra. Kelleyian ocupa el cargo de directora suplente en las siguientes empresas del Grupo: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., Alto Valle del Río Colorado S.A., Bodega del Desierto S.A., GECE, Generación Litoral S.A., GROSA y RGA. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Osvaldo Enrique Alberto Cado: D.N.I.: 28.800.764 C.U.I.T.: 20-28800764-1 Fecha de nacimiento: 07/04/1981. Director Titular de GEMSA. El Sr. Cado cumple la función de Gerente de Estructuraciones Financieras. Es parte del Grupo Albanesi desde octubre 2014. En el año 2003 obtuvo el título de Licenciado en Economía en la UCA, habiendo realizado luego varios cursos de posgrado entre el que se destaca el Master en Finanzas en la Universidad del CEMA en el año 2007. Actualmente es docente en la UBA, UCA y UCEMA.

José Leonel Sarti: D.N.I.: 30.925.253 CUIT: 20-30925253-6 Fecha de nacimiento: 12/04/1984. Director Suplente de GEMSA. El Sr. Sarti es Licenciado en Administración de Empresas en la Universidad Argentina de la Empresa (UADE) y posee el Master en Administración de Empresas en la Escuela de Negocios de la Universidad Austral (IAE). Ingresó al Grupo Albanesi en el año 2008 y se desempeña en la función de Analista de compra/venta del sector Despacho. El Sr. Sarti ocupa el cargo de director suplente en las siguientes empresas del Grupo Albanesi: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A., Generación Litoral S.A., GROSA y RGA. Por último, se desempeña como director suplente de Ravok S.A., como Director Titular de Quince Escobas S.A y Gerente de Corimar S.R.L. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Juan Gregorio Daly: D.N.I.: 24.365.221 C.U.I.T.: 23-24365221-9 Fecha de nacimiento: 29/09/1975. Director Suplente de GEMSA. El Sr. Daly cumple la función de Gerente Financiero desde su ingreso en el mes de agosto 2013. En el período 1995-2013 trabajó en Camuzzi Gas Pampeana S.A., como Jefe de Finanzas. En el año 2000 obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas en la UADE. En el año 2003 realizó el posgrado en Finanzas de la Universidad de San Andrés y completo el programa CFA (Chartered Financial Analyst) en el año 2006. El Sr. Daly ocupa el cargo de director suplente en las siguientes empresas del Grupo Albanesi: Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Bodega del Desierto S.A., Generación Litoral S.A., GROSA y RGA. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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Jorge Hilario Schneider: D.N.I. N° 4.176.627, C.U.I.T. N° 20-04176627-2. Fecha de Nacimiento: 17/05/1936. Director Suplente de GEMSA desde el año 2016. Se ha desempeñado como consultor independiente en áreas comerciales, financieras y de servicios para diversas firmas como ser Ingeniera Sisto S.R.L, Porcelanas Tsuji S.A. y Tycsa S.A. Trabajó durante 23 años en Pérez Companc S.A., alcanzando el cargo de Director de Comercialización. También ha prestado servicios en Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) y en la industria de la construcción. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Juan Carlos Collin: D.N.I. N° 10.865.759, C.U.I.T. N° 20-10865759-7. Fecha de Nacimiento: 19/07/1953. Director Suplente de GEMSA desde el año 2016. Cuenta con una amplia trayectoria en la industria del gas se incorpora al Grupo Albanesi en el año 1996. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Carlos Alfredo Bauzas: D.N.I. N° 6.065.238, C.U.I.T. N° 20-06065238-5. Fecha de Nacimiento: 13/02/1946. Director Titular de CTR. El Sr. Carlos Alfredo Bauzas integra las Compañías desde el 24 de febrero de 2005. Durante su carrera profesional, ocupó la Presidencia de Bauzas Hnos. S.A., concesionaria industrial de prestigiosas empresas como John Deere, Bayer, GoodYear y Pirelli. Asimismo, ocupa el cargo de Director Titular dentro de las siguientes empresas del Grupo Albanesi: Albanesi Power S.A., y Generación Litoral S.A. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Roque Antonio Villa: DNI N° 14.001.208, CUIT N° 20-14001208-5. Fecha de Nacimiento: 05/12/1957. Director Titular de CTR. Es abogado egresado de la Universidad Nacional de Córdoba en 1986 y notario egresado de la Universidad de Morón en 1988. Actualmente ejerce la profesión de abogado y es procurador de la Municipalidad de Río Ceballos. También se ha desempeñado como co-fundador de la Sala de Derecho Municipal del Colegio de Abogados de Córdoba, como Procurador de la Provincia de Córdoba, como asesor externo de la Comuna El Manzano, como asesor externo de la Municipalidad de Río Ceballos. Dentro de la función pública, también se ha desempeñado como concejal titular de Río Ceballos, secretario de Gobierno Municipalidad de Río Ceballos, convencional constituyente de Río Ceballos 1995 y como secretario legislativo del Senado de la Provincia de Córdoba. Asimismo, se desempeña como presidente de la fundación DAVID NALBANDIAN, como presidente y asesor de DAJOR S.A., como presidente y asesor de VALHER S.A. y como asesor de KEVORK S.A.

b) Remuneración

La Ley General de Sociedades establece que la remuneración a pagar a todos los miembros del directorio (incluidos aquellos que también sean miembros de la gerencia de primera línea) por un ejercicio económico no podrá superar el 5% de la ganancia neta correspondiente a dicho ejercicio económico, si la sociedad no paga dividendos en relación con dicha ganancia neta. La Ley General de Sociedades aumenta la limitación anual a la remuneración de los directores al 25% de la ganancia neta para aquellos casos en los que toda la ganancia neta correspondiente a dicho ejercicio económico se distribuya como dividendos. Dicho porcentaje se reduce en forma proporcional en función a la relación entre la ganancia neta y dividendos distribuidos. La Ley General de Sociedades también establece que la asamblea de accionistas puede aprobar la remuneración de los directores por encima de los límites máximos establecidos en la Ley General de Sociedades cuando la sociedad no tenga ganancia neta o cuando la ganancia neta sea baja, siempre que, durante el ejercicio económico en cuestión, los directores hayan cumplido tareas especiales o funciones técnico administrativas. La remuneración de todos los miembros del directorio y de la Comisión Fiscalizadora debe ser aprobada en la asamblea de accionistas.

Por acta de Asamblea General Ordinaria de GEMSA de fecha 1 de junio de 2021, se aprobó por unanimidad (a) la distribución de honorarios entre los miembros del Directorio por la gestión realizada durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 por la suma total de $47.025.328 (Pesos cuarenta y siete millones veinticinco mil trescientos veintiocho); y (b) la distribución de honorarios entre los miembros de la Comisión Fiscalizadora por su gestión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 por la suma total de $ 376.404 (Pesos trescientos setenta y seis mil cuatrocientos cuatro).

Por acta de Asamblea General Ordinaria de CTR de fecha 1 de junio de 2021, se aprobó por unanimidad: (a) la renuncia de todos los miembros titulares del directorio de CTR a percibir honorarios por la gestión realizada durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020; y (b) la distribución de honorarios entre los miembros de la Comisión Fiscalizadora por su gestión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 por la suma total de $250.908 (pesos doscientos cincuenta mil novecientos ocho).

No se realizaron pagos en concepto de gratificaciones o de planes de participación en las utilidades.

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No se celebró contrato alguno que dispusiera el pago de algún tipo de beneficio o remuneración a cualquier otro director o miembro de nuestra comisión fiscalizadora al término de su mandato o en caso de jubilación.

c) Información sobre Participaciones Accionarias

Información de GEMSA

A la fecha del presente, en GEMSA solo existe participación accionaria indirecta de sus directores, gerencia y empleados. El siguiente cuadro detalla los accionistas de Holen S.A. (accionista directo de GEMSA en un 29,14%) que, a su vez, son directores y empleados de GEMSA:

					Porcentaje	Porcentaje	de
Accionistas		Cantidad de Acciones	Clase Acciones	de	participación directa en Holen	participación indirecta	en
					S.A.	GEMSA
Armando (h)	Losón	18.000	Única		15,00%	4,37%
Guillermo Gonzalo Brun		12.000	Única		10,00%	2,91%
Julián Pablo Sarti		2.000	Única		1,67%	0,48%

Información de CTR

El siguiente cuadro brinda información acerca de la participación accionaria indirecta en CTR de los directores, gerencia y empleados, a través de sus participaciones directas en GEMSA (sociedad que posee un 75% de las acciones de CTR), a la fecha del presente Prospecto:

Accionistas	Cantidad de Acciones	Clase de Acciones	Porcentaje de participación directa en GEMSA	Porcentaje de participación indirecta en CTR
Carlos Alfredo Bauzas	40.624.779	Única	20%	15%

Asimismo, se advierte que existen directores y empleados de CTR con participación accionaria indirecta a través de sus participaciones directas en Holen S.A. e indirectas en GEMSA. A continuación se informa las personas que son directores y empleados con participación indirecta en CTR según lo descripto:

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Accionistas	Cantidad de	Clase de	Porcentaje de	Porcentaje de
	Acciones	Acciones	participación directa en	participación indirecta en
			Holen S.A.	CTR
Armando Losón (h)	18.000	Única	15,00%	3,28%
Guillermo Gonzalo Brun	12.000	Única	10,00%	2,18%
Julián Pablo Sarti	2.000	Única	1,67%	0,36%

d) Otra Información Relativa al Órgano de Administración, de Fiscalización y Comités Especiales

Comisión Fiscalizadora

La Ley General de Sociedades y la Ley de Mercado de Capitales exigen que toda sociedad anónima que haya realizado oferta pública en Argentina, como en este caso, cuenten con una comisión fiscalizadora. Los estatutos de Albanesi y GEMSA prevén una comisión fiscalizadora que está compuesta por tres síndicos titulares y tres síndicos suplentes para desempeñar su cargo durante un ejercicio económico. El estatuto de CTR establece una comisión fiscalizadora compuesta por tres síndicos y tres síndicos suplentes que desempeñan su cargo durante tres ejercicios económicos. De acuerdo con lo dispuesto en la Ley General de Sociedades, únicamente abogados y contadores matriculados para ejercer en Argentina o sociedades civiles conformadas por tales profesionales matriculados pueden ocupar el cargo de síndicos de una sociedad anónima constituida en Argentina. A la fecha del presente Prospecto, todos los miembros titulares y suplentes de nuestra comisión fiscalizadora son independientes conforme a lo dispuesto en la Ley de Mercado de Capitales.

Las principales responsabilidades de la comisión fiscalizadora son supervisar el cumplimiento por parte del directorio de la Ley General de Sociedades, los estatutos y reglamentos aplicables, si hubiere, y las resoluciones adoptadas por los accionistas, además de desempeñar otras funciones, incluyendo, pero sin carácter taxativo: (i) supervisar e inspeccionar los libros y documentación societaria siempre que lo juzgue conveniente y, pero al menos, trimestralmente; (ii) asistir a las reuniones del directorio, el comité ejecutivo, el comité de auditoría y a las asambleas de accionistas; (iii) preparar un informe anual relativo a la condición financiera de la sociedad y presentar dicho informe ante la asamblea ordinaria de accionistas; (iv) proveer cierta información referente a la compañía ante requerimiento de accionistas que representen al menos 2% del capital social; (v) convocar a asamblea extraordinaria de accionistas cuando lo considere necesario, por su propia iniciativa o a solicitud de los accionistas y asamblea de accionistas ordinarias y extraordinarias cuando no fueran convocadas por el directorio; (vi) supervisar y fiscalizar el debido cumplimiento de la ley, los estatutos, reglamentos y decisiones asamblearias; e (viii) investigar las quejas que le formulen por escrito accionistas que representen al menos 2% del capital social.

En cumplimiento de estas funciones, las comisiones fiscalizadoras no controlan las operaciones ni evalúan el fondo de las decisiones adoptadas por los directores. Los deberes y las responsabilidades de un síndico suplente, cuando actúe en reemplazo de un síndico titular, ya sea en forma transitoria o permanente, son los mismos que los que se analizaron precedentemente para el caso de síndicos titulares. En ningún caso, los síndicos suplentes tendrán otros deberes o responsabilidades en su calidad de síndicos suplentes.

Los siguientes cuadros presentan información sobre los miembros de la Comisión Fiscalizadora de GEMSA:

Nombre Enrique Omar Rucq Marcelo Pablo Lerner Francisco Agustín Landó Marcelo Claudio Barattieri Carlos Indalecio Vela Marcelo Rafael Tavarone	Cargo Síndico Titular Síndico Titular Síndico Titular Síndico Suplente Síndico Suplente Síndico Suplente	Fecha de designación 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021 01/06/2021	Vencimiento *de mandato()** 31/12/2021 31/12/2021 31/12/2021 31/12/2021 31/12/2021 31/12/2021	Carácter()**
				Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente

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137

(*) Los miembros de la comisión fiscalizadora, oportunamente electos, permanecerán en sus cargos hasta tanto sean remplazados o renovados en sus funciones, según lo dispuesto en el Artículo 287 de la Ley General de Sociedades.

()** Conforme con los términos del art. 12, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV.

Los siguientes cuadros presentan información sobre los miembros de la Comisión Fiscalizadora de CTR:

Nombre Enrique Omar Rucq Marcelo Pablo Lerner Francisco Agustín Landó Marcelo Claudio Barattieri Carlos Indalecio Vela Marcelo Rafael Tavarone	Cargo Síndico Titular Síndico Titular Síndico Titular Síndico Suplente Síndico Suplente Síndico Suplente	Fecha de designación 20/04/2020 20/04/2020 20/04/2020 20/04/2020 20/04/2020 07/07/2020	Vencimiento de *mandato()** 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022 31/12/2022	Carácter()**
				Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente

()** Conforme con los términos del art. 12, Sección III, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV.

A continuación, se presenta una breve descripción biográfica de los síndicos de Albanesi, GEMSA y

CTR.

Enrique Omar Rucq . D.N.I. N° 12.944.900, C.U.I.T. N° 20-12944900-5. El Sr. Rucq nació el 3 de julio de 1957. Es síndico de Albanesi, GEMSA y CTR. Es contador y licenciado en Administración de Empresas egresado de la Universidad Nacional de Rosario. También es Síndico Titular de Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A., Generación Litoral S.A., GROSA, RGA, y Centennial S.A. Trabajó en Morando y Cripovich S.A., RGA y en Correo Argentino S.A. Asimismo, se desempeña como Socio Gerente de Cocina Saludable SRL. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Marcelo Pablo Lerner . D.N.I. N° 20.379.214, C.U.I.T. N° 20-20379214-0. El Sr. Lerner nació el 19 de septiembre de 1968. Es síndico de GEMSA y CTR. Es abogado y contador egresado de la Universidad de Buenos Aires. También es síndico de Generación Litoral S.A., y GROSA e integrante del estudio jurídico Lerner y Asociados además de trabajar en forma independiente. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Francisco Agustín Landó . D.N.I. N° 6.062.670, C.U.I.T. N° 20-06062670-8. El Sr. Landó nació el 2 de diciembre de 1945. Es síndico de GEMSA y CTR. Es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y es escribano público desde 1976 y se ha matriculado como escribano público en el año 1977, desempeñándose como tal hasta el momento de su jubilación. También es Síndico Titular de Albanesi Energía S.A., Generación Litoral S.A. y GROSA. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Marcelo Claudio Barattieri . D.N.I N° 21.959.696, CUIT N° 20-21959696-1. El Cdor. Barattieri nació el 23 de abril de 1971. Síndico suplente de Albanesi, GEMSA y CTR desde el 16 de abril de 2019 y 23 de abril de 2019, respectivamente. El Cdor. Barattieri es egresado de la Universidad de Universidad de Buenos Aires. También se desempeña como síndico suplente de GROSA, Generación Litoral S.A. GECE y Central Térmica Roca S.A. y socio gerente en Estudio Lerner & Asociados S.R.L. Su domicilio es L. N. Alem 855, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Carlos Indalecio Vela . D.N.I. N° 23.087.113, C.U.I.T. N° 20-23087113-3. El Sr. Vela nació el 29 de enero de 1973. Es síndico suplente de GEMSA y CTR. Es abogado egresado de la Universidad de Buenos Aires. También es síndico suplente de Albanesi Energía S.A., Generación Litoral S.A., GECE, CTR y GROSA. Fue Secretario de la Cámara Nacional de Apelaciones en lo Penal Económico de la Ciudad de Buenos Aires y desde 2002 trabaja en forma independiente exclusivamente en el área del Derecho Penal e Impositivo. Su domicilio es L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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138

Marcelo Rafael Tavarone . Marcelo Rafael Tavarone: D.N.I. N° 22.099.055, C.U.I.T. N° 23-220990559. El Dr. Tavarone nació el 8 de marzo de 1971. Síndico Suplente de CTR y GEMSA. Se graduó en 1995 como abogado (con honores) de la Facultad de Derecho de la Universidad de Buenos Aires y también como máster (LL.M.) en Derecho Bancario y Financiero en Queen Mary, University of London en 1998. La publicación Chambers & Partners lo ha distinguido como uno de los abogados líderes de su área de práctica en la Argentina. Ha dictado diversos cursos de grado y postgrado en la Universidad de Buenos Aires, la Universidad Torcuato Di Tella, la Universidad Católica Argentina y en la Universidad de San Andrés. Actualmente se desempeña como socio en Tavarone, Rovelli, Salim & Miani – Abogados y con anterioridad fue asociado extranjero en Simpson, Thacher & Bartlett. Es autor de numerosas publicaciones de su especialidad. Se ha desempeñado como Síndico Suplente de Deutsche Bank Argentina S.A. y Síndico Suplente de Red Link S.A. Actualmente es también Director Titular de Invertir en Bolsa S.A. y Director Suplente de Banco Interfinanzas S.A. Su domicilio es Av. Leandro N. Alem 855, Piso 14º, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Independencia de los miembros de la comisión fiscalizadora

De acuerdo a los criterios establecidos en el artículo 4° del Capítulo XXI de las Normas de la CNV, Enrique Omar Rucq, Marcelo Pablo Lerner, Francisco Agustín Lando, Carlos Indalecio Vela, Marcelo Claudio Barattieri y Marcelo Rafael Tavarone son miembros independientes de la comisión fiscalizadora.

Gerentes

A continuación, se detallan los nombres de los gerentes de las Co-Emisoras:
Gerente financiero: Juan Gregorio Daly

A continuación, se consigna una breve descripción biográfica de los gerentes de las Sociedades:

Juan Gregorio Daly . DNI 24.365.221, C.U.I.L. N° 23-24365221-9. Fecha de Nacimiento: 29/09/1975. Gerente Financiero desde su ingreso en el mes de agosto 2013. En el período 1995-2013 trabajó en Camuzzi Gas Pampeana S.A., como Jefe de Finanzas. En el año 2000 obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas en la UADE. En el año 2003 realizó el posgrado en Finanzas de la Universidad de San Andres y completo el programa CFA (Chartered Financial Analyst) en el año 2006.

Asesores

Las Co-Emisoras mantienen una relación continua con los siguientes estudios jurídicos:

Estudio D’hers, con domicilio en Avda. Córdoba 612, piso 4°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
• Tavarone, Rovelli, Salim & Miani, con domicilio en Tte. Gral. Juan D. Perón 537, piso 5°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El estudio Tavarone, Rovelli, Salim & Miani es el asesor legal de las Co-Emisoras en todos los aspectos relativos a la creación y ampliación del Programa.
Estudio Moltedo con domicilio en Sarmiento 673, piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.
Salaverri, Burgio & Wetzler Malbrán Abogados, con domicilio en Avenida del Libertador 602, Piso 3°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Adicionalmente, GEMSA mantiene relación continua con:

Estudio Jurídico Nadia Nacher Zmuidinas con domicilio en Av. Gdor. Gordillo 371, Ciudad y Provincia de La Rioja.

Las Co-Emisoras no cuentan con asesores financieros con los que mantenga una relación continúa.

Auditores Externos

Price Waterhouse & Co. S.R.L. (firma miembro de PricewaterhouseCoopers Network), contadores públicos independientes, inscriptos en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (CPCECABA) bajo el T° 1 F° 17 es la firma de auditoría de las Co-Emisoras. Asimismo, en lo que respecta a GEMSA, CTR y Albanesi, se manifiesta que el Dr. Raúl Leonardo Viglione, CUIT 20-17.254.8540, con domicilio en Bouchard 557 Piso 8, Ciudad de Buenos Aires, perteneciente a Price Waterhouse & Co. S.R.L., ha auditado: (i) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020, (ii) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2019, y (iii) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2018.

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139

El domicilio de Price Waterhouse & Co. S.R.L. es Bouchard 557 - Piso 8, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina. Su CUIT es 30-70864208-4. Los socios integrantes de la firma auditora se encuentran matriculados en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

e) Gobierno Corporativo

En febrero 2018, en forma previa a la entrada en vigencia de la ley nacional N° 27.401, el Grupo comenzó el proceso de fortalecimiento de su Programa de Integridad (el “Programa de Integridad” o el “Programa”) para asegurar su efectividad en relación con los diferentes riesgos en la materia.

El Programa fue aprobado por Acta de Directorio de fecha 16 de agosto de 2018 y se sustentó inicialmente en: (i) un Código de Ética y Conducta (el “Código”), (ii) una Política Anticorrupción, (iii) una Política de Presentación en Licitaciones y Concursos, (iv) una Política de relacionamiento con Funcionarios Púbicos; y (v) una Línea Ética para denuncias anónimas de terceros (la “Línea”), administrada por la firma PricewaterhouseCoopers (“PwC”).

El Código y la Línea se encuentran disponibles en el sitio web de Albanesi (http://www.albanesi.com.ar/programa-integridad.php) en sustento de un criterio de publicidad que continuó desarrollándose posteriormente a partir de su difusión a proveedores y clientes. El detalle de los cuatro canales de denuncia disponibles puede consultarse en el siguiente sitio web: http://www.albanesi.com.ar/linea-etica.php y, adicionalmente, hemos creado un reservorio actualizado de todas las políticas y el Código, que puede encontrarse en: Programa de Integridad de Albanesi

El Código prevé la creación de un Comité de Ética, que lleva adelante la investigación de las denuncias que pudieran efectuarse y eleva sus conclusiones al Directorio, de quien depende. Dicho Comité está actualmente conformado por el Gerente Corporativo de Legales & Compliance, el Gerente Corporativo de Auditoría Interna y un director de algunas de las Compañías, independiente de los accionistas del Grupo. Con fecha 6 de julio de 2020, se reforzó el Programa de Integridad con una actualización del Código y con la elaboración de políticas adicionales, tales como la Política sobre Donaciones, Becas y Patrocinios, la Política de Confidencialidad y Uso de Herramientas y Materiales de Trabajo, la Política de Rendición de Gastos de Viaje y la Política de Due Diligence de Terceros, complementaria de una herramienta de Gestión de Riesgos de Integridad de Proveedores (“GRIP”) desarrollada con el soporte de PwC.

Asimismo, en cumplimiento con las disposiciones del Código, se generaron los siguientes registros: (i) de Regalos, (ii) de Relacionamiento con Funcionarios Públicos y (iii) de Conflictos de Interés, todos de uso mandatorio para nuestros empleados.

Por último, destacamos que, con fecha 2 de agosto de 2020, culminó una evaluación del Programa (“Integrity Program Effectiveness Assesment”) efectuada por PwC a solicitud del Grupo. Dicho trabajo involucró entrevistas a empleados y directores de las Compañías, así como un análisis de transacciones y documentación de forma aleatoria. En consecuencia, se pudieron recoger y documentar los avances y mejoras que fueron implementadas desde la aprobación del Programa, así como las oportunidades de mejora a llevar a cabo en el futuro.

f) Empleados

Al 30 de junio de 2021, GEMSA contaba con 192 empleados, de los cuales 189 desempeñan su actividad laboral en las centrales de su propiedad, y los restantes 3 empleados lo hacían en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 137 empleados son parte de un convenio colectivo. No esperamos experimentar huelgas o paros por parte de nuestros empleados. Al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, la dotación de GEMSA era de 148, 149 y 152 empleados, respectivamente.

Al 30 de junio de 2021, CTR contaba con 28 empleados, de los cuales 27 desempeñan su actividad laboral en la central de su propiedad, y el restante 1 empleado lo hacía en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 23 empleados son parte de un convenio colectivo. No esperamos experimentar huelgas o paros por parte de nuestros empleados. Al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, la dotación de CTR era de 28, 27 y 28 empleados, respectivamente.

A la fecha de este Prospecto las Co-Emisoras no han acogido a ningún plan de asistencia estatal para el pago de salarios, los cuales se encuentran pagando con normalidad.

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140

ESTRUCTURA DE LAS CO-EMISORAS, GARANTE, ACCIONISTAS O SOCIOS Y PARTES RELACIONADAS

a) Estructura organizativa de las Co-Emisoras, Garante y su Grupo Económico

El siguiente cuadro ilustra la estructura organizativa de las Co-Emisoras, Garante y del Grupo Albanesi a la fecha del presente Prospecto, detallando las capacidades nominales instaladas de cada sociedad.

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(1) Son accionistas de Holen S.A., Armando Roberto Losón (73,33%), Armando Losón (h) (15%), Guillermo G. Brun (10%) y Julián P. Sarti (1,67%).
(2) Tefu SA es propietaria del 25% de CTR.
(3) Unipar Indupa S.A.I.C. controla el 58% de Solalban.
(4) Holen S.A., Armando R. Losón y Carlos Bauzas poseen el 5% restante de GROSA.

El presente cuadro contempla la estructura organizativa a partir de la Fusión 2021, la cual se encuentra sujeta a la inscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión ante la IGJ. Para mayor información, véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ” de este Prospecto.

b) Accionistas o Socios Principales

GEMSA

El capital social de GEMSA a la fecha del presente Prospecto está representado por 203.123.895 acciones ordinarias en circulación de un valor nominal de $ 1 cada una y de un voto por acción. El siguiente cuadro brinda información sobre la titularidad de las acciones ordinarias de GEMSA a la fecha del presente Prospecto:

Accionista Armando Roberto Losón Carlos Alfredo Bauzas Holen S.A. Total	Clase de Acciones Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias	Número de Acciones 103.305.078 40.624.779 59.194.038 203.123.895	Porcentaje 50.86% 20% 29,14%
			100 %

Con fecha 26 de mayo de 2021, como consecuencia de la Fusión 2021, GEMSA resolvió aumentar su capital social en la suma de $ 64.951.745, es decir, de la suma de $ 138.172.150 a la suma de $ 203.123.895. El mismo fue aprobado por Asamblea General Extraordinaria de GEMSA de dicha fecha. Dicho aumento de capital se encuentra pendiente de inscripción ante la IGJ.

CTR

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El capital social de CTR a la fecha del presente prospecto está representado por 73.070.470 acciones ordinarias en circulación de un valor nominal de $ 1 cada una y de un voto por acción. El siguiente cuadro brinda información sobre la titularidad de las acciones ordinarias de CTR a la fecha del presente Prospecto:

Accionista Generación Mediterránea S.A. Tefu S.A. Total	Clase de Acciones Acciones ordinarias Acciones ordinarias	Número de Acciones 54.802.853 18.267.617 73.070.470	Porcentaje
			75% 25%
			100%

El 26 de abril de 2012, Armando Roberto Losón, Carlos Alfredo Bauzas y Holen S.A. celebraron un acuerdo de accionistas, el cual se modificó el 30 de marzo de 2015 (el “Acuerdo de Accionistas de Albanesi”), con el fin de regular la operación y administración de las empresas del Grupo Albanesi. Entre otras cuestiones, el Acuerdo de Accionistas de Albanesi regula la transferencia de acciones de las empresas del Grupo Albanesi y el cumplimiento y ejercicio de los derechos de los accionistas y de sus sucesores, exige que ciertas cuestiones sean aprobadas por el voto afirmativo de determinados accionistas y establece requisitos especiales para las asambleas de accionistas y reuniones del directorio de empresas del Grupo Albanesi.

El 31 de agosto de 2011, Albanesi Inversora S.A. y Tefu S.A. celebraron un acuerdo de accionistas, el cual se modificó el 29 de septiembre de 2015 (el “Acuerdo de Accionistas de CTR”), con el fin de regular su participación en CTR. Entre otras cuestiones, el Acuerdo de Accionistas de CTR regula la transferencia de acciones de CTR y establece requisitos y mecanismos especiales para las asambleas de accionistas y las reuniones del directorio de CTR. Con motivo de la fusión en virtud de la cual Albanesi absorbió a Albanesi Inversora S.A. con fecha efectiva 1° de enero de 2018, dicho acuerdo quedó en cabeza de la Sociedad absorbente Albanesi.

c) Transacciones con Partes Relacionadas

Se han celebrado transacciones con partes relacionadas y en el futuro posiblemente también se celebren. Entendemos que cualquiera de las transacciones con partes relacionadas que celebramos en el pasado ha tenido lugar en el desarrollo normal de los negocios y en términos y condiciones de mercado.

Información del Garante

Las transacciones celebradas con partes relacionadas se detallan en la nota 32 a los Estados Financieros Consolidados del Garante por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019, en la nota 34 de los Estados Financieros Consolidados auditados del Garante y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2019 y 2018, y en la nota 22 a los Estados Financieros condensados intermedios no auditados de GEMSA para los seis meses finalizados el 30 de junio de 2021 y 2020. A continuación, presentamos un resumen de los resultados de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros Anuales Auditados y en nuestros Estados Financieros consolidados condensados intermedios.

Estados Financieros Consolidados auditados del Garante y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2019 y 2018, y en la nota 22 a los Estados Financieros condensados intermedios no auditados de GEMSA para los seis meses finalizados el 30 de junio de 2021 y 2020. A continuación, presentamos un resumen de los resultados de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros Anuales Auditados y en nuestros Estados Financieros consolidados condensados intermedios.	Estados Financieros Consolidados auditados del Garante y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2019 y 2018, y en la nota 22 a los Estados Financieros condensados intermedios no auditados de GEMSA para los seis meses finalizados el 30 de junio de 2021 y 2020. A continuación, presentamos un resumen de los resultados de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros Anuales Auditados y en nuestros Estados Financieros consolidados condensados intermedios.
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de Correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de
2018 2019 2020	2021
(en miles de Pesos) (en miles de Pesos) (en miles de Dólares Estadounidenses)(1)
	No auditados
Compra de gas
RGA (10.076.562) (6.765.722) (1.655.200)	(170.744) (1.802)
Compra de energía
Solalban Energía S.A. (724) (57.776) (54.919)	(9.905) (114)
Compra de vinos
BDD (4.543) (937) (954)	(120) (1)
Compra de vuelos
AJSA (169.557) (123.916) (46.131)	– –
Compra de partes y repuestos
AESA – (2.002) –	– –
Venta de Energía
RGA 179.052 139.161 16.490	– –
Solalban Energía S.A. 15.832 707 29.696	6.987 75
Venta de partes y repuestos
AESA – 2.595 –	– –
Intereses financieros ganados
Directores / Accionistas 26.528 21.315 27.449	61.069 595
Garantías otorgadas / recibidas
AJSA 768 494 345	– –

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142

RGA (3.348) – 2.307	– –
Intereses comerciales
RGA – – (213.612)	(755) (8)
Diferencia de cambio
RGA (12.556) – –	29.580 370
Alquileres y servicios contratados
RGA (894.746) (798.504) (734.277)	(526.167) (5.743)
Obra gasoducto
RGA (162.112) (2.445) (1.020)	– –
Servicio de gerenciamiento de obra
RGA (216.789) (236.520) (189.526)	(136.605) (1.498)
Recupero de gastos
RGA (140.201) (3.115) 3.728	(65) (1)
AESA 22.598 54.504 42.638	4 –
AJSA 2 – 4	– –
AVRC – – 9	– –
BDD – – 25	– –
Honorarios
Directores (66.407) – –	– –
Total (11.502.765) (7.772.162) (2.772.947)	(746.722) (8.127)

(1) Los montos expresados en dólares estadounidenses se derivan de nuestros registros contables preparados con el dólar estadounidense como nuestra moneda funcional a partir del 1 de enero de 2021.

Lo siguiente es un resumen de nuestras transacciones con partes relacionadas más relevantes:

Suministro de Gas Natural por RGA

El 14 de septiembre de 2017, GEMSA celebró un contrato de prestación de servicios con nuestra afiliada RGA (controlada por los mismos accionistas), en virtud del cual RGA se comprometió a abastecer a CTR con el gas natural necesario para operar la Central Térmica Modesto Maranzana y brindarle apoyo en el proceso de adquisición de tal gas natural. Dicho contrato tiene una vigencia de 6 años y prevé que GEMSA comprará 1.900.000 m[3 ] de gas natural por día. El 1 de enero de 2020, mediante la Resolución 12/2019, el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación estableció que sólo podrán tener abastecimiento propio las centrales que abastezcan a contratos de Energía Plus, quedando el abastecimiento de gas a cargo de CAMMESA para el resto de las Resoluciones.

Contratos de Compraventa de Energía

GEMSA celebró contratos con Solalban a fin de garantizar la disponibilidad de capacidad de generación de energía para consumidores bajo el marco regulatorio de Energía Plus en caso de que las centrales de GEMSA se encontraran fuera de servicio o no pudieran suministrar la energía necesaria.

Contratos de Arrendamiento de Oficinas

El 1 de octubre de 2020, GEMSA y CTR celebraron un contrato de arrendamiento con RGA por el plazo de 3 (tres) años, el cual tendrá vigencia hasta el 30 de septiembre de 2023, en virtud del cual RGA otorgó en locación a GEMSA una porción del Piso 14° y Piso 6° de por las oficinas que ocupa en Av. Leandro N. Alem 855, Buenos Aires, Argentina.

Servicios de disponibilidad de vuelo

Con fecha 6 de diciembre de 2018, GEMSA y CTR han aceptado una oferta de Albajet S.A. por servicios de disponibilidad de vuelo que consiste en la puesta a disposición del avión Lear Jet 45 XR, Bombardier, matrícula LV-BTO, para efectuar vuelos a las plantas correspondientes con una periodicidad definida para cada compañía. Las ofertas aceptadas cuentan con una vigencia de un año y son prorrogables por períodos anuales. Dichos servicios serán facturados por la Albajet S.A., toda vez que las compañías no hagan uso de los vuelos que tienen disponibles.

En 2020, GEMSA aceptó la oferta de Albajet S.A. por servicios de disponibilidad de vuelo que consiste en la puesta a disposición de la aeronave Lear Jet 45 XR, Bombardier, matrícula LV-BTO, para efectuar vuelos a las plantas correspondientes con una periodicidad definida para cada compañía. La oferta aceptada tiene validez desde el 1 de enero de 2020 hasta el 31 de diciembre de 2020. Dichos servicios serán facturados por Albajet S.A., toda vez que GEMSA no haga uso de los vuelos que tiene disponibles.

Servicios Prestados por RGA

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El 26 de junio de 2014, GEMSA, junto con GROSA y CTR celebraron un contrato con RGA para recibir servicios administrativos y financieros por parte de los empleados de RGA. En concepto de contraprestación por tales servicios, RGA percibe honorarios mensuales equivalentes al 32% y un honorario administrativo igual al 15% en cada caso del total de los costos laborales pagados por RGA a los empleados que brindaron servicios a GEMSA. El contrato tiene una vigencia de un año, renovable en forma automática por el mismo plazo.

Con fecha 4 de enero de 2016 se realizó una enmienda al contrato entre RGA y GEMSA, GROSA y CTR. en la cual se modificó el artículo referido al precio de la contraprestación únicamente. En este sentido acordaron que RGA percibe honorarios mensuales equivalentes al 56% del costo laboral de los profesionales del staff afectados al servicio y un 15% adicional en concepto de honorarios por la coordinación del servicio brindado.

Servicios de Gerenciamiento de Obra prestados por RGA

GEMSA celebró un contrato con RGA para recibir servicios de gerenciamiento de obra para los proyectos de cierre de ciclo que se llevaran a cabo en la Central Térmica Modesto Maranzana y Central Térmica Ezeiza. En todos los casos RGA percibirá una remuneración que asciende por cada Proyecto a los siguientes montos: Central Térmica Modesto Maranzana: U$S 3.000.000 y Central Térmica Ezeiza: U$S 3.000.000.

En todos los casos los honorarios han sido calculados considerando un porcentaje del 1,5% del costo total de cada uno de los Proyectos. Asimismo, el plazo de duración se establece de 2 (dos) años a partir del 1 de abril de 2020.

Información de GEMSA

Las transacciones celebradas con partes relacionadas se detallan en la nota 31 a los Estados Financieros de GEMSA por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. A continuación, presentamos un resumen de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros auditados de GEMSA al 31 de diciembre de 2020 y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020. La información correspondiente al ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2018, surge del comparativo de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2019, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

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144

Venta de energía	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2018	2019	2020
	(en miles depesos)

RGA 179.052 139.161 16.490 Solalban Energía S.A. 15.832 707 29.696 194.884 139.867 46.186 Compra de gas y energía Solalban Energía S.A. (724) (57.776) (54.919) RGA (6.229.863) (2.333.875) (1.521.162) (6.230.587) (2.391.651) (1.576.082) Servicios administrativos y gerenciamiento RGA (464.775) (521.187) (484.695) (464.775) (521.187) (484.695) Alquileres RGA (12.670) (10.512) (10.613) (12.670) (10.512) (10.613) Otras compras y servicios recibidos AESA - (2.002) - GECEN - (54.224) - ASA (10.013) (6.526) (4.559) AJSA (116.892) (121.940) (43.680) BDD (4.037) (694) (616) (130.942) (185.386) (48.856) Recupero de gastos RGA (5.117) 3.173 3.722 GROSA 19.748 16.389 14.373 CTR 65.038 113.359 41.059 AESA 22.598 54.504 42.624 GECEN 39.639 - - AJSA 2 - - 141.908 187.426 101.778 Intereses financieros perdidos CTR - (100.943) (350.057) - (100.943) (350.057) Intereses financieros ganados GROSA 30.413 1.209 3.306 Directores / Accionistas 6.948 12.930 14.541 ASA 249.585 963.999 1.093.827 CTR 46.657 70.006 - 333.603 1.048.144 1.111.673 Obra gasoducto RGA (162.112) (2.445) (1.020) (162.112) (2.445) (1.020) Servicio de gerenciamiento de obra RGA (216.789) (236.520) (189.526) (216.789) (236.520) (189.526) Otros servicios otorgados RGA - - 2.307	179.052 139.161 16.490 15.832 707 29.696
	194.884 139.867 46.186 (724) (57.776) (54.919) (6.229.863) (2.333.875) (1.521.162)
	(464.775) (521.187) (484.695) (12.670) (10.512) (10.613)
	(12.670) (10.512) (10.613) - (2.002) - - (54.224) - (10.013) (6.526) (4.559) (116.892) (121.940) (43.680) (4.037) (694) (616)
	(130.942) (185.386) (48.856) (5.117) 3.173 3.722 19.748 16.389 14.373 65.038 113.359 41.059 22.598 54.504 42.624 39.639 - - 2 - -
	141.908 187.426 101.778 - (100.943) (350.057)
	- (100.943) (350.057) 30.413 1.209 3.306 6.948 12.930 14.541 249.585 963.999 1.093.827 46.657 70.006 -
	333.603 1.048.144 1.111.673 (162.112) (2.445) (1.020)
	(162.112) (2.445) (1.020) (216.789) (236.520) (189.526)
	(216.789) (236.520) (189.526) - - 2.307
	- - 2.307
Intereses comerciales RGA	- - (440.724)
	- - (440.724)
Diferencia de cambio RGA	- - (165.868)
	- - (165.868)

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145

Como consecuencia de la Fusión 2021 y a partir del 1 de enero de 2021, GECE y ASA fueron absorbidas por GEMSA, y GROSA y CTR pasaron a ser subsidiarias de GEMSA. Hasta el 31 de diciembre de 2020, ASA era la sociedad controlante de GEMSA.

Información de CTR

Las transacciones celebradas con partes relacionadas se detallan en la nota 29 a los Estados Financieros de CTR por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. A continuación, presentamos un resumen de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros auditados de CTR al 31 de diciembre de 2020 y por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019 actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020. La información correspondiente al ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2018, surge del comparativo de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2019, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020

Compra de gas	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2018	2019	2020
	(en miles depesos)

RGA (3.846.700) (4.431.847) (134.037) (3.846.700) (4.431.847) (134.037) Servicios administrativos RGA (157.193) (193.681) (190.041) (157.193) (193.681) (190.041) Alquileres RGA (5.429) (4.501) (4.544) (5.429) (4.501) (4.544) Otras compras y servicios recibidos BDD (192) - (99) AJSA (52.665) (1.976) (2.451) ASA (2.312) (1.507) (1.053) (55.169) (3.483) (3.603) Recupero de gastos GEMSA (65.038) (113.359) (41.059) RGA - (6.288) - GROSA - - (44) (65.038) (119.647) (41.104) Intereses generados por préstamos recibidos GEMSA (46.657) (70.006) - (46.657) (70.006) - Intereses generados por préstamos otorgados GEMSA - 100.943 350.057 Directores / Accionistas 7.737 4.952 9.037 7.737 105.895 359.094	(3.846.700) (4.431.847) (134.037)
	(3.846.700) (4.431.847) (134.037) (157.193) (193.681) (190.041)
	(157.193) (193.681) (190.041) (5.429) (4.501) (4.544)
	(5.429) (4.501) (4.544) (192) - (99) (52.665) (1.976) (2.451) (2.312) (1.507) (1.053)
	(55.169) (3.483) (3.603) (65.038) (113.359) (41.059) - (6.288) - - - (44)
	7.737 105.895 359.094
Intereses comerciales RGA	- - (213.612)
	- - (213.612)

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146

ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LAS CO-EMISORAS

La mayoría de los activos fijos de las Co-Emisoras consisten en centrales de generación, infraestructura para la manufactura, instalaciones para depósito de bienes, maquinarias para la generación de electricidad y gas, y oficinas corporativas; todos ellos se encuentran ubicados en Argentina.

El siguiente cuadro presenta una breve descripción de las plantas generadoras que operan las CoEmisoras y el Garante:

Propietario	Plantageneradora	Capacidad instalada (MW)	Factor de disponibilidad junio 2021(5)	Marco regulatorio relativo a la capacidad degeneración
GEMSA(1) GEMSA(1) GEMSA(1) GEMSA(1) GEMSA(1) GEMSA(1) CTR(1) GROSA(2) Solalban(3) Total	Central Térmica M. Maranzana Central Térmica Independencia Central Térmica Ezeiza Central Térmica Riojana Central Térmica La Banda(4) Central Térmica Frías Central Térmica Roca Central Térmica Generación Rosario Solalban Energía	350 220 150 90 30 60 190 140 120	99% 99% 100% 100% 100% 99% 98% 98% 71 %	Resolución SE 220/2007 / Energía Plus / Energía Base Resolución SE 220/2007 / Resolución SEE 21/2016 Resolución SEE 21/2016 Resolución SE 220/2007 / Energía Base Energía Base Resolución SE 220/2007 Resolución SE 220/2007 Energía Base Energía Plus / Autoconsumo(6)
		1.350 MW

(1) Co-emisora de las Obligaciones Negociables.

(2) GROSA opera esta planta generadora en virtud de un contrato de locación de diez años de plazo (renovable a su discreción por un plazo adicional de siete años) que GROSA celebró en abril de 2011 con Central Térmica Sorrento S.A., Central Térmica Sorrento S.A inició judicialmente su concurso preventivo en diciembre de 2015. Para conocer mayor información sobre este contrato de locación, ver la sección “Información de las Co-Emisoras—Nuestras centrales eléctricas—Central Térmica Generación Rosario” .

(3) Somos propietarios de un 42% de Solalban.

(4) El terreno donde se ubica la planta no es de nuestra propiedad. Ver la sección “Información de las Co-Emisoras— Nuestras centrales eléctricas—Central Térmica La Banda” .

(5) El factor de disponibilidad (primordialmente de relevancia a los fines de la venta de nuestra capacidad disponible en virtud de las resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016 y Energía Base) se calcula como las horas disponibles por horas de un período (es decir, el porcentaje de horas en las que una planta generadora se encuentra disponible para la generación de electricidad en el período relevante, ya sea que la unidad sea despachada o utilizada para la generación de energía o no).

(6) Una parte de la electricidad generada por esta planta es vendida directamente a Unipar Indupa S.A.I.C. fuera de cualquier marco regulatorio específico. Ver “Información de las Co-Emisoras—Nuestras centrales eléctricas–Solalban Energía” .

Para obtener mayor información sobre los activos fijos de las Co-Emisoras, véase la sección titulada “Información de las Co-Emisoras” .

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147

ANTECEDENTES FINANCIEROS

I. ANTECEDENTES FINANCIEROS DEL GARANTE

El siguiente apartado se encuentra basado en los Estados Financieros de Albanesi y deberá leerse en forma conjunta con ellos. El siguiente apartado contiene declaraciones hacia el futuro que reflejan nuestros planes, estimaciones y consideraciones. Nuestros resultados reales podrían diferir significativamente de los tratados en las declaraciones hacia el futuro. Los factores que podrían causar o contribuir a estas diferencias incluyen los que se discuten a continuación y en otros apartados del presente Prospecto, particularmente en el apartado denominado “Factores de Riesgo”.

a) ESTADOS FINANCIEROS

Presentación de la Situación Patrimonial

El siguiente análisis se basa en los estados financieros consolidados del Garante, Albanesi, incluidos en el presente Prospecto, los cuales han sido confeccionados en Pesos de conformidad con las NIIF. En esta sección del Prospecto presentamos información financiera auditada consolidada de Albanesi y sus subsidiarias al y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, actualizada a moneda constante al 31 de diciembre de 2020; la información al 31 de diciembre de 2018, surge del comparativo de los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2019 actualizada a moneda constante al 31 de diciembre de 2020. Para información separada sobre la información financiera de las Co-Emisoras y sus subsidiarias, ver “ Antecedentes Financieros de GEMSA ” y “ Antecedentes Financieros de CTR ” de este Prospecto.

La fluctuación de la moneda y la inflación en Argentina han tenido –y continuarán teniendo- un fuerte impacto en nuestra situación patrimonial y en los resultados de las operaciones. Ver “Información Adicional— Controles de Cambio ”. De acuerdo con nuestras NIIF, todas las operaciones en monedas que no sean el Peso argentino se convirtieron a Pesos en nuestros estados financieros al tipo de cambio vigente en la fecha de operación o valuación cuando se estimaron los conceptos. Las pérdidas y ganancias por diferencias de cambio generadas por la concreción de estas operaciones o valuaciones al cierre de los activos y pasivos monetarios en moneda extranjera se contabilizan en nuestro estado de resultados como ingresos financieros o pérdidas financieras, según corresponda. Ver también “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina— Las fluctuaciones en el valor del peso argentino podrían afectar negativamente la economía argentina ”.

De acuerdo con las NIIF, nuestros estados financieros consolidados finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 fueron actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020. Ver también “ Factores de Riesgo— Riesgos relacionados con la Argentina — Una tasa de inflación persistentemente alta podría afectar negativamente la economía argentina ”.

Políticas y estimaciones contables críticas

El presente informe y análisis de nuestra situación patrimonial y resultados de operaciones se basa en nuestros estados financieros anuales auditados actualizados a moneda constante, los cuales se confeccionaron de conformidad con las NIIF. La preparación de estos estados financieros exige que realicemos estimaciones y evaluaciones que afectan los montos contabilizados de los activos y pasivos, ingresos y gastos y la contabilización relacionada de activos y pasivos contingentes a la fecha de nuestros estados financieros. A continuación, se describen nuestras políticas de contabilidad críticas.

Valor razonable de las Propiedades, Plantas y Equipos

Las Propiedades, Plantas y Equipos representan una porción significativa de nuestra base de activos. Por consiguiente, las estimaciones y los supuestos contemplados para determinar su valor contable y su correspondiente amortización son esenciales para evaluar nuestra situación patrimonial y nuestro rendimiento.

Contabilizamos nuestros terrenos, inmuebles, instalaciones, maquinarias y turbinas siguiendo el modelo de revaluación. Dicho modelo establece que estos activos se contabilizan a su monto revaluado, siendo este el valor razonable a la fecha de revaluación menos su correspondiente amortización y deterioro, siempre y cuando el valor razonable pueda estimarse de manera confiable. Si la revaluación resulta en un aumento de valor, registramos esta diferencia en la cuenta otros ingresos integrales y capital como “Reserva por Revaluación”. Una disminución de valor, en cambio, se reconoce como una pérdida en la medida en que sea mayor a cualquier monto

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148

previamente acreditado al superávit por revaluación relacionado al mismo activo. Nuestra administración debe tomar ciertas determinaciones a la hora de estimar el valor razonable de estos activos.

Deterioro de activos no financieros

Evaluamos el deterioro de nuestros activos de larga duración a los niveles más bajos para los cuales existen flujos de efectivo identificables de manera independiente (unidades generadoras de efectivo o UGE), básicamente cada una de las centrales eléctricas. Se evalúa el deterioro de los activos sujetos a amortización siempre que existan circunstancias o acontecimientos que indiquen que su valor contable posiblemente no pueda recuperarse. Al evaluar si existen o no indicios de que la unidad generadora de efectivo podría verse afectada, se analizan fuentes de información tanto internas como externas. Se consideran determinadas circunstancias o acontecimientos, entre los que comúnmente se incluye la tasa de descuento utilizada en las proyecciones de flujos de efectivo de cada una de las UGE y la situación comercial en términos de factores económicos y de mercado, tales como el costo de materias primas, el marco regulatorio de la industria energética, los gastos de capital proyectados y la evolución de la demanda de energía.

Reconocemos un deterioro cuando el valor contable de un activo es mayor a su monto recuperable. El monto recuperable es el monto mayor de entre el valor razonable de un activo menos los costos de venta y su valor de uso. El valor de uso de cada UGE se estima sobre la base del valor actual de los flujos de efectivo netos futuros que generarán dichas unidades. La Administración debe tomar ciertas determinaciones al momento de estimar el flujo de efectivo futuro. Los flujos de efectivo reales y los valores pueden variar considerablemente de los flujos de efectivo futuros esperados y los valores relacionados obtenidos a través de técnicas de descuento.

Impuesto a las ganancias actual y diferido / Impuesto a la ganancia mínima presunta

Es preciso adoptar fuertes determinaciones a la hora de determinar la provisión para el impuesto a las ganancias dado que nuestra administración debe evaluar en forma periódica la condición informada en las declaraciones juradas de impuestos respecto de situaciones en las que las regulaciones fiscales aplicables son objeto de interpretación y, en caso de ser necesario, crear provisiones acordes al monto estimado que deberemos pagar a las autoridades fiscales. Si el monto final de los impuestos a pagar por tales conceptos no coincide con los montos determinados inicialmente, dichas diferencias tendrán un impacto en el impuesto a las ganancias y en las provisiones para impuestos diferidos en el ejercicio fiscal en el que se realiza la correspondiente determinación.

Son muchas las operaciones y los cálculos para los cuales la liquidación fiscal última resulta incierta. Contabilizamos pasivos por posibles reclamos fiscales en base a estimaciones sobre si corresponderá o no el pago de impuestos adicionales en el futuro.

Los activos por impuestos diferidos se revisan en cada fecha de contabilización y se ajustan hacia abajo de acuerdo con la probabilidad de que exista una base imponible suficiente para permitir la recuperación total o parcial de dichos activos. Los activos y pasivos por impuestos diferidos no se descuentan. Al estimar la realización de activos por impuestos diferidos, nuestra administración evalúa si es probable o no que todos o una parte de los activos por impuestos diferidos no se realice en el futuro. La realización última de los activos por impuestos diferidos depende de la generación de ingresos futuros imponibles en los períodos en los cuales estas diferencias provisorias se tornen deducibles. Para llevar adelante este análisis, nuestra administración toma en consideración la reversión programada de pasivos por impuestos diferidos, las proyecciones de ingresos imponibles futuros y las estrategias de planificación fiscal.

Provisiones y pasivos contingentes

Realizamos un juicio crítico a la hora de determinar y contabilizar provisiones y las exposiciones a pasivos contingentes relacionados con procesos judiciales y cualquier otro tipo de reclamo pendiente de resolución que surja en el curso normal de los negocios. Es preciso ser criteriosos al momento de evaluar la probabilidad de que se obtendrá una resolución favorable o no de un reclamo pendiente y cuantificar el posible rango de un acuerdo económico para resolver el conflicto. Debido a la incertidumbre inherente de este proceso de evaluación, las pérdidas reales pueden no coincidir con la provisión originalmente estimada.

Previsión para deudores incobrables

Estamos expuestos a pérdidas por deudores incobrables. La previsión para el deterioro de valor de activos financieros se basa en las pérdidas crediticias esperadas. Hemos aplicado el enfoque simplificado de NIIF

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9 para los créditos por ventas y para otros créditos con características de riesgo similar. Para medir las pérdidas crediticias esperadas, los créditos se agrupan por segmento, y en función de las características de riesgo de crédito compartidas y los días de mora a partir del vencimiento. Los créditos por venta se dan de baja cuando no existe expectativa razonable de recupero. La Sociedad entiende que los siguientes son indicios de incumplimiento: i) concurso, quiebra o inicio de gestión judicial; ii) estado de insolvencia que implique un alto grado de imposibilidad de cobro y iii) saldos morosos mayores a 180 días hábiles del primer vencimiento de la factura.

Este análisis exige que nuestra administración realice ciertas estimaciones y determinados supuestos respecto del cobro de las cuentas por cobrar debido a deudores incobrables, los cuales pueden cambiar de un período a otro, toda vez que el impacto que ello podría tener en nuestra situación patrimonial y en el resultado de nuestras operaciones podría ser significativo.

Planes de prestaciones definidas

El pasivo que reconocemos como resultado del plan de prestaciones definidas refleja nuestra mejor estimación del valor actual de la obligación que tenemos en cada una de las fechas de contabilización. Estimamos las obligaciones de flujo de efectivo futuro partiendo de supuestos actuariales basados en la variable demográfica y financiera que se aplica al momento de determinar el monto de tales beneficios.

Disposiciones financieras recientes

Para una descripción de las versiones nuevas y revisadas de las normas e interpretaciones de contabilidad de NIIF emitidas por el IASB, ver la nota 4 a nuestros estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2020.

Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales

La siguiente tabla presenta los resultados consolidados de operaciones del Garante correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020 auditados.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	2020
17.340.509 19.230.573 17.052.893 (8.442.029) (7.716.626) (6.401.498) (en miles de pesos)
8.898.480 11.513.947 10.651.394 (95.938) (121.941) (71.745) (693.877) (774.243) (677.327) (609.810) (196.847) (31.588) 533.252 14.678 93.689 (741.463) - -
7.290.643 10.435.592 9.964.424 227.765 379.160 759.090 (4.649.497) (5.435.725) (6.240.514) (8.865.767) 1.471.784 1.593.716
(13.287.498) (3.584.781) (3.887.708)
(5.996.855) 6.850.811 6.076.716
976.762 (5.971.088) (3.036.625)
(5.020.094) 879.723 3.040.091
11.121.787 (3.636.437) 569.543 (2.033) (11.110) 3.619 (2.779.939) 911.887 (143.291)
8.339.816 (2.735.661) 429.872
3.319.722 (1.855.937) 3.469.964

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150

Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta el estado de situación patrimonial del Garante al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

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Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:

Activo Activo No Corriente Propiedades, planta y equipo Inversiones en asociadas Inversiones en sociedades Activo por impuesto diferido Saldo a favor impuesto a las ganancias Otros créditos Créditospor ventas Total de activo no corriente Activo Corriente Inventarios Saldo a favor del impuesto a las ganancias, neto Activos disponibles para la venta Otros créditos Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Créditos por ventas Efectivoyequivalentes de efectivo Total de activo corriente Total de activo Patriminio Neto Capital social Ajuste de capital Reserva legal Reserva facultativa Reserva especial RG 777/18 Reserva por revalúo técnico Otros resultados integrales Resultados no asignados Patrimonio atribuible a lospropietarios Participación no controladora Total del Patrimonio Neto Pasivo Pasivo No Corriente Provisiones Pasivo neto por impuesto diferido Otras deudas Plan de beneficios definidos Préstamos Deudas comerciales Total Pasivo No Corriente Pasivo Corriente Otras deudas Deudas fiscales Remuneraciones y deudas sociales Plan de beneficios definidos Préstamos Instrumentos financieros derivados Impuesto a las ganancias, neto Deudas comerciales Total Pasivo Corriente Total Pasivo Total Pasivoy Patrimonio Neto	2018	2019	2020
	64.120.491 69.906.100 76.152.720 527.698 330.851 299.263 272 177 80 159.876 259 304 3.202 2.616 4.839 236.634 347.473 521.437 307.081 - - (en miles de pesos)
	65.355.253 70.587.475 76.978.642
	274.729 337.794 290.732 822 3.590 - 3.239.425 - - 2.126.681 4.158.330 4.551.622 642.618 - - 3.944.248 6.370.850 4.553.860 1.150.127 2.320.764 2.451.079
	11.378.651 13.191.328 11.847.293

	76.733.904 83.778.803 88.825.935
	87.745 64.452 64.452 320.745 344.039 344.039 44.452 44.452 85.211 1.484.390 821.133 821.133 5.320.152 5.094.739 4.813.994 7.696.396 4.809.358 4.855.964 (18.453) (25.927) (23.540) (1.191.988) 173.293 3.309.062
	13.743.439 11.325.539 14.270.315
	1.312.558 1.199.523 1.594.760
	15.055.997 12.525.062 15.865.075
	9.392 - - 5.387.236 10.265.950 13.441.350 2.431 2.628 1.637 48.851 57.639 60.490 38.875.766 42.979.836 41.582.005 2.441.064 1.995.956 2.661.355
	46.764.740 55.302.009 57.746.837
	65.427 901 293 37.997 353.842 725.060 139.741 147.360 158.456 13.463 14.320 14.108 8.386.922 7.126.259 9.116.648 - - 25.500 69.738 - - 6.199.879 8.309.050 5.173.958
	14.913.167 15.951.733 15.214.023

	61.677.907 71.253.741 72.960.860

	76.733.904 83.778.803 88.825.935

Estado de Cambios en el Patrimonio

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

152

La siguiente tabla presenta el estado de cambios en el patrimonio del Garante al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

==> picture [348 x 161] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Capital social 87.745 64.452 64.452
Ajuste de capital 320.745 344.039 344.039
Reserva legal 44.452 44.452 85.211
Reserva facultativa 1.484.390 821.133 821.133
Reserva especial RG 777/18 5.320.152 5.094.739 4.813.994
Reserva por revalúo técnico 7.696.396 4.809.358 4.855.964
Otros resultados integrales (18.453) (25.927) (23.540)
Resultados no asignados (1.191.988) 173.293 3.309.062
Patrimonio atribuible a los propietarios 13.743.439 11.325.539 14.270.315
Participación no controladora 1.312.558 1.199.523 1.594.760
Total del Patrimonio Neto 15.055.997 12.525.062 15.865.075
----- End of picture text -----

Estado de Flujo de Efectivo

La siguiente tabla presenta el estado de flujo de efectivo del Garante al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	2020
(en miles depesos)
303.944 1.150.127 2.320.764 1.971.046 8.025.652 9.387.362 (6.889.680) (3.947.064) (2.683.556) 5.616.135 (2.742.016) (7.261.884) 246.763 236.543 661.510 (98.083) (402.477) 26.883 1.150.127 2.320.764 2.451.079

Otra información contable

En la siguiente tabla se concilia el EBITDA Ajustado del Garante con sus resultados operativos en virtud de las NIIF, para los ejercicios indicados:

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2018	2019	2020
Resultado operativo Depreciaciones Resultados no recurrentes y gastos(1) Gastos Subsidiaria No Restringida(2) Resultados de participación en asociadas EBITDA Ajustado(No auditado)	(en miles depesos)
	7.290.643 10.435.592 9.964.424 2.830.123 3.158.341 2.896.302 69.091 - - 2.406 (3.920) 31.588 609.810 196.847 503
	10.802.073 13.786.861 12.892.817

(1) Resultados no recurrentes y gastos correspondientes al ejercicio del 31 de diciembre de 2018, corresponde a la culminación de la vigencia y los compromisos asumidos bajo el Contrato de Mutuo entre GROSA y CAMMESA, y la penalidad por la puesta en marcha de los proyectos entre GEMSA y CAMMESA.

(1) Albanesi SA ha designado a sociedad controlante GECE como Subsidiaria No Restringida en los términos del Contrato de Fideicomiso en el marco del Bono Internacional

El EBITDA Ajustado es una medida contable que no se ajusta a las NIIF. El EBITDA Ajustado se incluye en el presente Prospecto porque creemos que ciertos inversores pueden considerarlo de utilidad como

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

153

una medida adicional de nuestro desempeño financiero y nuestra capacidad para pagar deudas y financiar inversiones en activos fijos. El EBITDA Ajustado no es ni debería ser considerado como un reemplazo de rubros tales como ingresos, flujos de fondos provenientes de operaciones u otras medidas de desempeño financiero o liquidez en virtud de las NIIF. Dado que EBITDA Ajustado es una medida que no se ajusta a las NIIF y no todas las empresas calculan EBITDA Ajustado de la misma manera, nuestra presentación de EBITDA Ajustado puede no ser comparable con cualquier otro EBITDA Ajustado o con la forma en que otras empresas presentan su EBITDA Ajustado.

Información operativa

El siguiente cuadro muestra información relacionada con la producción del Garante y sus subsidiarias para los ejercicios indicados.

Información operativa Capacidad instalada total (MW) (1) Factor de disponibilidad Generación (GWh) EBITDA Ajustado(USD miles) EBITDA Resolución SE 220/07 EBITDA Resolución SE 21/16 EBITDA Energía Plus EBITDA Energía Base	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2018	2019	2020
	1.350 1.350 1.350 98% 99% 97% 1.902 2.809 2.113 179.023 207.304 181.540 91.302 120.234 107.108 68.029 68.410 63.538 8.951 8.292 7.262 10.741 10.365 3.631

(1) No incluye la capacidad de generación de 120 MW de la planta generadora Solalban, de la cual poseemos un 42%.

b) INDICADORES FINANCIEROS

La siguiente tabla muestra información complementaria seleccionada consolidada no ajustada a las NIIF del Garante para los ejercicios indicados.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

154

==> picture [385 x 344] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 2020
Liquidez ( Activo corriente / Pasivo corriente ) 0,76 0,83 0,78
Solvencia ( Patrimonio / Pasivo ) 0,22 0,16 0,20
Inmovilización de capital ( Activo no corriente
0,85 0,84 0,87
/ Activo total )
Rentabilidad financiera ( Resultado del ejercicio
anualizado / Patrimonio promedio ) (No (41,92%) 6,38% 21,42%
auditado)
Rentabilidad del activo ( Resultado del ejercicio
(33,34%) 7,02% 19,16%
anualizado / Patrimonio )
Endeudamiento ( Deudas financieras netas de
efectivo y equivalentes de efectivo / EBITDA 4,38 3,63 3,93
ajustado anualizado ) (No auditado)
Ratio de cobertura de intereses ( EBITDA
ajustado anualizado/ intereses financieros (2,32) (2,54) (2,07)
devengados anualizados ) (No auditado)
Margen EBITDA ( EBITDA ajustado
0,62 0,72 0,76
anualizado / Ventas anualizadas ) (No auditado)
----- End of picture text -----

c) CAPITALIZACION Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro establece el efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización del Garante para los ejercicios indicados.

cios indicados.
Efectivo y equivalentes de efectivo Deudas financieras corrientes Sin Garantía Con Garantía Total deudas financieras corrientes Deudas financieras no corrientes Sin Garantía Con Garantía Total deudas financieras no corrientes Endeudamiento total Patrimonio Capitalización y Endeudamiento	Al 31 de diciembre de
	2018	2019	2020
	(en miles depesos)
	1.150.127 2.320.764 2.451.079 4.929.230 3.220.167 1.136.406 3.457.692 3.906.093 7.980.242
	8.386.922 7.126.259 9.116.648 7.372.979 1.200.003 129.512 31.502.787 41.779.832 41.452.493
	38.875.766 42.979.836 41.582.005
	47.262.689 50.106.095 50.698.654
	15.055.997 12.525.062 15.865.075
	62.318.686 62.631.157 66.563.728

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

155

El siguiente cuadro refleja la composición del rubro préstamos de las deudas financieras tanto corrientes como no corrientes en Pesos al:

==> picture [382 x 128] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2018 2019 2020
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
CAMMESA AR$ 12.717 - -
Arrendamiento financiero AR$ 248.488 182.148 228.975
Préstamo sindicado AR$ 2.054.441 543.459 177.812
Contrato de crédito USD 6.064.288 5.374.142 5.891.721
Obligaciones Negociables AR$ y USD 8.368.480 13.199.378 13.203.434
Bono internacional USD 27.614.350 28.490.576 29.104.324
Otros Préstamos Bancarios AR$ y USD 2.899.925 2.316.394 2.092.389
Total deuda 47.262.689 50.106.095 50.698.654
----- End of picture text -----

d) CAPITAL SOCIAL

Capital Social de GEMSA

El capital social de GEMSA a la fecha del presente Prospecto está representado por 203.123.895 acciones ordinarias en circulación de un valor nominal de $ 1 cada una y de un voto por acción, las cuales se encuentran totalmente integradas. Las acciones de GEMSA no se encuentran autorizadas a la oferta pública.

Con motivo de la Fusión 2021, por Asamblea General Extraordinaria de GEMSA de fecha 1 de junio de 2021 se resolvió aumentar el capital social en la suma de $ 64.951.745, es decir, de la suma de $ 138.172.150 a la suma de $ 203.123.895. Dicho aumento de capital se encuentra pendiente de inscripción ante la IGJ.

Capital Social de CTR

A la fecha de este Prospecto, el capital social de CTR es de $73.070.470, representado por 73.070.470 acciones clase única de V/N $ 1 y de 1 voto por acción, las cuales se encuentran totalmente integradas. Las acciones de CTR no se encuentran autorizadas a la oferta pública.

El 30 de diciembre de 2013 la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de CTR decidió aumentar el capital social en la suma de $6.706.517, quedando el mismo en la suma informada de $73.070.470, encontrándose inscripta en la Inspección General de Justica en el N° 8518 L° 68, T° - de sociedad por acciones en la fecha 15 de mayo de 2014.

e) CAMBIOS SIGNIFICATIVOS

Con fecha 12 de mayo de 2021 se publicaron los estados contables por el período intermedio de 3 meses finalizado el 31 de marzo de 2021 de GEMSA y CTR, bajo el ID 2747911 y 2747898, respectivamente.

Con fecha 10 de agosto de 2021 se publicaron los estados contables por el período intermedio de 6 meses finalizado el 30 de junio de 2021 de GEMSA y CTR, bajo el ID 2780234 y 2779866, respectivamente.

Con fechas 11 de mayo de 2021 y 26 de mayo de 2021, mediante asambleas generales extraordinarias de Albanesi, GEMSA y GECE, se resolvió llevar a cabo la Fusión 2021 en virtud de la cual GEMSA, actuando como sociedad absorbente y continuadora, absorbió a Albanesi y GECE, las cuales se disolverán sin liquidarse. Para mayor información, véase “ Políticas de las Co-Emisoras–(a) Políticas de inversiones y de financiaciones– Fusión 2021 ” de este Prospecto.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

156

Con fecha 16 de julio de 2021, GEMSA realizó la emisión de las obligaciones negociables clases XV y XVI por un total conjunto de USD 130 millones. Para mayor información véase el apartado “-Endeudamiento” de esta Sección.

f) RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Resultados Operativo

Comparación del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $17.052,9 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, comparado con los $19.230,6 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $2.177,7 millones (11%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la venta de energía fue de 2.113 GW, lo que representa una disminución del 25% comparado con los 2.809 GW para el ejercicio 2019.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
243 197 566 467 1.421 1.267 580 182 2.809 2.113 GW		(46) (19%) (99) (17%) (154) (11%) (398) (69%)
		(696) (25%)

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

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
1.253.549,7 890.329,8 3.206.132,0 2.318.155,7 8.971.004,6 8.775.419,8 5.799.886,6 5.068.987,5 19.230.572,9 17.052.892,8 (en miles de pesos)		(363.219,9) (29%) (887.976,3) (28%) (195.584,8) (2%) (730.899,1) (13%)
		(2.177.680,1) (11%)

A continuación, se describen los principales ingresos de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 en comparación con el ejercicio anterior:

(i) $890,3 millones por ventas de energía bajo Res. 95 mod. y Mercado Spot, lo que representó una disminución del 29% respecto de los $1.253,5 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe a los cambios en el esquema remunerativo de la Energía Base o spot (Res. SE N° 31), con efecto desde febrero de 2020. Esta resolución dispuso la denominación de la remuneración en Pesos y reducciones en términos reales a los precios por potencia. Asimismo, ante la suspensión de los ajustes mensuales por IPC e IPIM estipulados en dicha Res., las reducciones sobre los precios de potencia se exacerbaron debido a la depreciación del peso en un 41%.
(ii) $2.318,2 millones por ventas de Energía Plus, lo que representó una disminución del 28% respecto de los $3.206,1 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe a que los GW de energía vendida fue menor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respecto el ejercicio 2019.
(iii) $8.775,4 millones por ventas de energía en el mercado a término a CAMMESA en el marco de la Res. 220/07, lo que representó una disminución del 2% respecto de los $8.971,0 millones del ejercicio 2019.
(iv) $5.069,0 millones por ventas de energía bajo Res.21, lo que representó una disminución del 13% respecto de los $5.799,9 millones para el ejercicio de 2019. Esto se debe al que los GW de energía vendida fue menor para

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

157

el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respecto del ejercicio 2019.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de $6.401,5 millones comparado con $7.716,6 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $1.315,1 millones (ó 17%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
(2.084.451,0) (706.110,5) (150.703,8) (1.143.473,0) (690.563,0) (681.050,3) (9.319,8) (9.107,1) (1.268.639,8) (614.191,1) (3.158.341,5) (2.896.301,5) (145.993,1) (154.653,2) (208.614,3) (196.611,7) (7.716.626,2) (6.401.498,5) (en miles de pesos)		1.378.340,5 (66%) (992.769,2) 659% 9.512,7 (1%) 212,7 (2%) 654.448,7 (52%) 262.040,0 (8%) (8.660,1) 6% 12.002,6 (6%)
		1.315.127,7 (17%)

A continuación, se describen los principales costos de venta de la Sociedad en millones de Pesos, así como su comportamiento durante el presente ejercicio en comparación con el ejercicio anterior:

(i) $706,1 millones por compras de energía eléctrica, lo que representó una disminución del 66% respecto de $2.084,5 millones para el ejercicio 2019. debido a la menor venta de GW de Energía Plus.
(ii) $1.143,5 millones por consumo de gas y gasoil de planta, lo que representó un aumento del $992,8 respecto de $150,7 millones para el ejercicio 2019. Se debe a cambios en la liquidación de combustibles por parte de CAMMESA.
(iii) $614,2 millones por servicios de mantenimiento, lo que representó una disminución del 52% respecto de los $1.268,6 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe principalmente a cambios en las condiciones de los contratos de mantenimiento.
(iv) $2.896,3 millones por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó una disminución del 8% respecto de los $3.158,3 millones para el ejercicio 2019. Esta variación se origina, principalmente, por el efecto de la amortización correspondiente al Revalúo Técnico efectuado en 2019. Este punto no implica una salida de caja.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 arrojó una ganancia de $10.651,4 millones, comparado con una ganancia de $11.513,9 millones para el ejercicio 2019, representando una disminución de $862,5 millones. Dicha variación se explica principalmente por una disminución en los ingresos por ventas, atenuado por el incremento en el tipo de cambio.

Gastos de Comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $71,7 millones, comparado con los $121,9 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $50,2 millones (41%). En parte, se debe al cambio en las alícuotas de impuesto a los ingresos brutos sobre la generación de energía y la variación de las ventas.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

158

2019 2020 Tasas e impuestos (121.830,4) (71.745,0) Deudores incobrables (111,0) - Gastos de comercialización (121.941,5) (71.745,0) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de: (en miles de pesos)	2019 2020 Tasas e impuestos (121.830,4) (71.745,0) Deudores incobrables (111,0) - Gastos de comercialización (121.941,5) (71.745,0) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de: (en miles de pesos)	2019 2020 Tasas e impuestos (121.830,4) (71.745,0) Deudores incobrables (111,0) - Gastos de comercialización (121.941,5) (71.745,0) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de: (en miles de pesos)	2019 2020 Tasas e impuestos (121.830,4) (71.745,0) Deudores incobrables (111,0) - Gastos de comercialización (121.941,5) (71.745,0) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de: (en miles de pesos)
	2019	2020		Var.	Var. %
				50.085,4 (41%) 111,0 (100%) 50.196,4 (41%)

Gastos de Administración

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $677,3 millones, comparado con los $774,2 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $96,9 millones (13%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
(109.541,3) (59.635,5) (591.691,7) (537.956,6) (19.738,3) (3.277,6) (20.317,0) (7.701,0) (1.164,4) (38.247,9) (31.790,7) (30.508,3) (774.243,4) (677.326,8) (en miles de pesos)		49.905,8 (46%) 53.735,1 (9%) 16.460,7 (83%) 12.616,0 (62%) (37.083,5) 3185% 1.282,4 (4%)
		96.916,6 (13%)

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

(i) $59,6 millones de sueldos, jornales y cargas sociales, lo que representó una disminución del 46% respecto de los $109,5 millones para el ejercicio 2019. A pesar de que hubo incrementos salariales, el efecto de la reexpresión por el IPC de los gastos en sueldos, jornales y cargas sociales correspondientes al ejercicio 2019, fue mayor. Adicionalmente, parte de la nómina que estaba bajo GROSA en 2019, pasó a otra sociedad, AESA, desde enero de 2020.
(ii) $538,0 millones de honorarios profesionales, lo que representó una disminución del 9% respecto de los $591,7 millones para el ejercicio 2019. Dicha variación se debe a la facturación de servicios administrativos realizados por RGA. A pesar de que hubo incrementos en la facturación de servicios administrativos realizados por RGA, el efecto de la reexpresión por el IPC de los gastos por honorarios profesionales correspondientes al ejercicio 2019, fue mayor.
(iii) $38,2 millones de donaciones, lo que representó un aumento del 3.083% respecto de los $1,2 millones del ejercicio 2019. Principalmente, debido a donaciones realizadas a la Cruz Roja Argentina del programa #ArgentinaNosNecesita.

Otros Ingresos Operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $93,7 millones lo que representó un aumento del 537%, comparado con los $14,7 millones para el ejercicio 2019.

Los principales componentes de otros ingresos operativos de la Sociedad son los siguientes:

(i) $36,5 millones en multa a proveedor por mora en la entrega de una turbina para el ciclo cerrado de CTR.
(ii) $47,9 millones por la venta de parte del terreno de CTI en GMSA.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $9.964,4 millones, comparado con una ganancia de $10.435,6 millones para el ejercicio 2019, representando una disminución de $471,2 millones.

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159

Resultados financieros

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 totalizaron una pérdida de $3.887,7 millones, comparado con una pérdida de $3.584,8 millones para el ejercicio 2019, representando un aumento de la pérdida en $302,9 millones.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
(316.041,9) (166.139,9) (4.712.558,6) (5.279.275,0) (27.964,7) (36.009,0) (19.740.547,7) (13.308.424,8) (64.439,8) - 21.760.094,4 15.116.803,5 (483.322,8) (214.662,6) (3.584.781,0) (3.887.707,7) (en miles de pesos)		149.902,0 (47%) (566.716,4) 12% (8.044,3) 29% 6.432.122,9 (33%) 64.439,8 (100%) (6.643.290,9) (31%) 268.660,2 (56%)
		(302.926,7) 8%

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $5.279,3 millones de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un aumento del 12% respecto de los $4.712,6 millones de pérdida para el ejercicio 2019. Se debe, principalmente, a un aumento de la deuda financiera generado por los proyectos de inversión y por deuda intercompany otorgada, neteado por el efecto de la reexpresión por el IPC de dichos resultados correspondientes al ejercicio 2019.
(ii) $13.308,4 millones de pérdida por diferencias de cambio netas, lo que representó una disminución de $6.432,1 millones respecto de los $19.740,5 millones de pérdida del ejercicio de 2019. La variación se debe, principalmente, a que en el ejercicio de 2020 el aumento del tipo de cambio fue menor (41%) al aumento en el ejercicio 2019 (59%).
(iii) $15.116,8 millones de ganancia por RECPAM como consecuencia de la aplicación del ajuste por inflación, lo que representó una disminución de $6.643,3 millones comparado con $21.760,1 millones de ganancia para el ejercicio 2019. La variación se debe al efecto de la reexpresión por el IPC de los resultados correspondientes al ejercicio 2020. Siendo el aumento de inflación del 53,8% en el 2019 comparado con el 36% del 2020.

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $6.076,7 millones, comparada con una ganancia de $6.850,8 millones para el ejercicio 2019, lo que representa una disminución de $774,1 millones.

El resultado de impuesto a las ganancias fue una pérdida de $3.036,6 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, representando una disminución de la pérdida de $2.934,5 millones en comparación con los $5.971,1 millones de pérdida del ejercicio 2019.

Resultado neto

El resultado neto correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $3.040,1 millones, comparada con los $879,7 millones de ganancia para el ejercicio 2019, lo que representa un aumento de $2.160,4 millones.

Resultados integrales

La ganancia por los otros resultados integrales del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de $429,9 millones, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias, representando un aumento de la ganancia de $3.165,4 millones en comparación con la pérdida de $2.735,7 millones para el ejercicio 2019.

El resultado integral total del ejercicio es una ganancia de $3.470,0 millones, representando un aumento

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160

del 287% respecto de la pérdida integral del ejercicio 2019, de $1.855,9 millones.

Comparación del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $19.230,6 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, comparado con los $17.340,5 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $1.890,1 millones (11%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la venta de energía fue de 2.809 GW, lo que representa un aumento del 48% comparado con los 1.902 GW para el ejercicio 2018.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
233 243 673 566 803 1.421 193 580 1.902 2.809 GW		10 4% (107) (16%) 618 77% 387 201%
		907 48%

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

Ejercicio finalizado el 31 de	Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
(en miles de pesos)
2.023.178,2 1.253.549,7 3.594.527,8 3.206.132,0 7.552.696,8 8.971.004,6 4.170.106,4 5.799.886,6 17.340.509,2 19.230.572,9		(769.628,5) (38%) (388.395,8) (11%) 1.418.307,8 19% 1.629.780,2 39%
		1.890.063,7 11%

A continuación, se describen los principales ingresos de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 en comparación con el ejercicio anterior:

(i) $3.206,1 millones por ventas de Energía Plus, lo que representó una disminución del 11% respecto de los $3.594,5 millones para el ejercicio 2018.
(ii) $8.971,0 millones por ventas de energía en el mercado a término a CAMMESA en el marco de la Res. 220/07, lo que representó un aumento del 19% respecto de los $7.552,7 millones del ejercicio 2018. Dicha variación se explica, principalmente, por el efecto neto entre un aumento en el despacho de energía, debido a que entró en funcionamiento el Ciclo Cerrado en la Central de CTR a partir del 4 de agosto de 2018, un incremento en el tipo de cambio y la aplicación de la Resolución SRRyME 01/2019 que estableció nuevos mecanismos de remuneración.
(iii) $1.253,5 millones por ventas de energía bajo Res. 95 mod. y Mercado Spot, lo que representó una disminución del 38% respecto de los $2.023,2 millones para el ejercicio 2018, producto de la aplicación de la Resolución SRRyME 01/2019 que estableció nuevos mecanismos de remuneración.
(iv) $5.799,9 millones por ventas de energía bajo Res.21, lo que representó un aumento del 39% respecto de los $4.170,1 millones para el ejercicio 2018. Dicha variación se explica por la mayor venta de energía en GW.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue de $7.716,6 millones comparado con $8.442,0 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a una disminución de $725,4 millones (o

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161

9%).

2018 2019 Costo de compra de energía eléctrica (2.663.086,1) (2.084.451,0) Consumo de gas y gasoil de planta (853.884,3) (150.703,8) Sueldos, jornales y cargas sociales (608.666,9) (690.563,0) Plan de beneficios definidos (39.270,2) (9.319,8) Servicios de mantenimiento (1.081.964,2) (1.268.639,8) Depreciación de propiedades, planta y equipo (2.830.122,6) (3.158.341,5) Seguros (135.589,5) (145.993,1) Diversos (229.445,7) (208.614,3) Costo de ventas (8.442.029,4) (7.716.626,2) (en miles de pesos) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	2018 2019 Costo de compra de energía eléctrica (2.663.086,1) (2.084.451,0) Consumo de gas y gasoil de planta (853.884,3) (150.703,8) Sueldos, jornales y cargas sociales (608.666,9) (690.563,0) Plan de beneficios definidos (39.270,2) (9.319,8) Servicios de mantenimiento (1.081.964,2) (1.268.639,8) Depreciación de propiedades, planta y equipo (2.830.122,6) (3.158.341,5) Seguros (135.589,5) (145.993,1) Diversos (229.445,7) (208.614,3) Costo de ventas (8.442.029,4) (7.716.626,2) (en miles de pesos) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
		578.635,1 (22%) 703.180,5 (82%) (81.896,1) 13% 29.950,4 (76%) (186.675,6) 17% (328.218,9) 12% (10.403,6) 8% 20.831,4 (9%)
		725.403,2 (9%)

(i) $2.084,5 millones por compras de energía eléctrica, lo que representó una disminución del 22% respecto de $2.663,1 millones para el ejercicio 2018 debido a la menor venta de GW de Energía Plus.
(ii) $150,7 millones por costo de consumo de gas y gasoil de planta, lo que representó una disminución de 82% respecto de los $853,9 millones para el ejercicio 2018.
(iii) $1.268,6 millones por servicios de mantenimiento, lo que representó un aumento del 17% respecto de los $1.082,0 millones para el ejercicio 2018. Esta variación se debió a la variación del tipo de cambio del dólar y la puesta en marcha de nuevas turbinas a fines del año 2018.
(iv) $3.158,3 millones por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó un aumento del 12% respecto de los $2.830,1 millones para el ejercicio 2018. Esta variación se origina principalmente en el mayor valor de amortización en los rubros inmuebles, instalaciones y maquinarias, como consecuencia de la revaluación de los mismos en 2019 y 2018.
(v) $690,6 millones por sueldos y jornales y contribuciones sociales, lo que representó un aumento del 13% respecto de los $608,7 millones para el ejercicio 2018.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 arrojó una ganancia de $11.513,9 millones, comparado con una ganancia de $8.898,5 millones para el ejercicio 2018, representando un aumento del 29%. Esto se debe a la variación en el tipo de cambio y a los ingresos de potencia y energía de las nuevas unidades habilitadas.

Gastos de Comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $121,9 millones, comparado con los $96,0 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $26,0 millones (27%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
(51.011,1) (121.830,4) (45.028,9) - 102,1 (111,0) (95.937,9) (121.941,5) (en miles de pesos)		(70.819,3) 139% 45.028,9 (100%) (213,1) (209%)
		(26.003,5) 27%

Gastos de Administración

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 ascendieron a $774,2 millones, comparado con los $693,9 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a un incremento de $80,3 millones (12%).

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162

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2018 2019		Var.	Var. %
Sueldos, jornales y cargas sociales Honorarios profesionales Honorarios directores Movilidad, viáticos y traslados Tasas e impuestos Donaciones Diversos Gastos de administración	(54.231,0) (109.541,3) (571.822,6) (591.691,7) (175,6) - (9.809,6) (19.738,3) (8.021,7) (20.317,0) - (1.164,4) (49.816,9) (31.790,7) (693.877,3) (774.243,4) (en miles de pesos)		(55.310,3) (19.869,1) 175,6 (9.928,7) (12.295,3) (1.164,4) 18.026,2 (80.366,1)	102% 3% (100%) 101% 153% 100% (36%) 12%

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

(i) $591,7 millones de honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó un aumento del 3% respecto de los $571,8 millones para el ejercicio 2018.
(ii) $20,3 millones de tasas e impuestos, lo que representó un aumento del 153% respecto de los $8,0 millones del ejercicio 2018.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue una ganancia de $10.435,6 millones, comparado con una ganancia de $7.290,6 millones para el ejercicio 2018, representando un aumento del 43%.

Resultados financieros

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 totalizaron una pérdida de $3.584,8 millones, comparado con una pérdida de $13.287,5 millones para el ejercicio 2018, representando una disminución de la pérdida en $9.702,7 millones.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
113.329,8 (316.041,9) (4.484.998,1) (4.712.558,6) (50.063,1) (27.964,7) (30.978.103,7) (19.740.547,7) 4.397.654,3 (64.439,8) 16.489.367,5 21.760.094,4 1.225.315,0 (483.322,8) (en miles de pesos)		(429.371,7) (379%) (227.560,5) 5% 22.098,4 (44%) 11.237.556,0 (36%) (4.462.094,1) (101%) 5.270.726,9 32% (1.708.637,8) (139%)
(13.287.498,4) (3.584.781,0)		9.702.717,4 (73%)

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $4.712,5 millones de pérdida por intereses financieros, lo que representó un aumento del 5% respecto de los $4.485,0 millones de pérdida para el ejercicio 2018, producto de un aumento de la deuda financiera generado por los proyectos de inversión.
(ii) $21.760,1 millones de ganancia por RECPAM como consecuencia de la aplicación del ajuste por inflación, lo que representó un aumento de $5.270,7 millones comparado con $16.489,4 millones de ganancia para el ejercicio 2018, producto de una mayor inflación en el 2019 comparado con el ejercicio 2018.
(iii) $19.740,5 millones de pérdida por diferencias de cambio netas, lo que representó una disminución de $11.237,5 millones respecto de los $30.978,1 millones de pérdida del ejercicio anterior. A pesar de que el tipo de cambio aumentó en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 con respecto al ejercicio 2018, se refleja una disminución del resultado por tenencia debido, principalmente, al efecto de la reexpresión por el IPC de los resultados por diferencia de cambio correspondientes al ejercicio 2018.

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la Sociedad registra una ganancia antes de

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163

impuestos de $6.850,8 millones, comparada con una pérdida de $5.996,8 millones para el ejercicio anterior, lo que representa un aumento de $12.847,7 millones.

El resultado de impuesto a las ganancias fue una pérdida de $5.971,1 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, representando una pérdida de $6.947,8 millones en comparación con los $976,8 millones de ganancia del ejercicio anterior.

Resultado neto

El resultado neto correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue una ganancia de $879,7 millones, comparada con los $5.020,1 millones de pérdida para el ejercicio 2018, lo que representa una mejora de $5.899,8 millones.

Resultados integrales

La pérdida por los otros resultados integrales del ejercicio 2019 fue de $2.735,7 millones, representando una disminución del 133% respecto del ejercicio 2018, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias, como también el plan de pensiones.

El resultado integral total del ejercicio fue una pérdida de $1.856,0 millones, representando una disminución del 156% respecto de la ganancia integral del ejercicio 2018, de $3.319,7 millones.

2. Liquidez y Recursos de Capital

Fuentes de Liquidez

Las principales fuentes de liquidez potenciales del Garante son: (a) fondos generados por las operaciones de los activos de generación; (b) fondos resultantes de préstamos y otros acuerdos de financiación; y (c) financiaciones que puedan ser provistas por los vendedores de equipos o servicios adquiridos por el Garante.

Los principales requerimientos o aplicaciones de fondos del Garante (excepto en relación con actividades de inversión) son los siguientes: (a) pagos bajo préstamos y otros acuerdos financieros; (b) sueldos de los empleados; (c) impuestos; y (d) servicios y otros gastos generales.

Flujos de Fondos

El siguiente cuadro refleja nuestra posición de caja a las fechas indicadas y los fondos netos generados por (aplicados en) actividades operativas, de inversión y de financiación durante los ejercicios indicados:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	2020
(en miles depesos)
303.944 1.150.127 2.320.764 1.971.046 8.025.652 9.387.362 (6.889.680) (3.947.064) (2.683.556) 5.616.135 (2.742.016) (7.261.884) 246.763 236.543 661.510 (98.083) (402.477) 26.883 1.150.127 2.320.764 2.451.079

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, se generaron fondos netos por $9.387.362 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $12.603.762 miles, absorbido parcialmente por una disminución en deudas comerciales de $5.122.638 miles, compensado con una disminución en otros créditos y créditos por ventas de $1.847.012 miles.

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164

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $2.685.556 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $7.261.884 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $3.815.024 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $11.071.510 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, se generaron fondos netos por $8.025.652 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $13.332.868 miles, absorbido parcialmente por una disminución en deudas comerciales de $908.107 miles, compensado por un aumento en otros créditos y créditos por ventas de $4.286.586 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $3.947.064 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $2.742.016 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $8.811.311 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $11.931.959 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, se generaron fondos netos por $1.971.046 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $11.410.383 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $8.785.450 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $6.889.680 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo generados por actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos generados por actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $5.616.135 miles, debido principalmente a la toma de deuda financiera por un total de $21.634.285 miles, compensados parcialmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $17.505.715 miles.

Capital de trabajo

En nuestra opinión, nuestro capital de trabajo es suficiente para los requerimientos actuales.

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165

Endeudamiento

Al 31 de diciembre de 2020, nuestra deuda total fue de $50.698.654 miles (U$S 602,5 millones). El siguiente cuadro muestra nuestra deuda total a dicha fecha.

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Prestatario (Co-
Emisora/Garant Pendiente de pago al 31 Fecha de
e de las de diciembre de 2020 (sin Tasa de interés Moneda Fecha de emisión vencimiento
Obligaciones auditar)
Negociables)
(miles de pesos) (%)
Contrato de Crédito
Cargill GEMSA 440.147 LIBOR + 4,25% USD 16/02/2018 04/06/2021
BLC GEMSA 909.785 12% primera cuota; 11,5% 2da cuota; USD 26/06/2020 12/06/2023
LIBOR USD 6 m + 8,875% resto de las cuotas
JP Morgan GEMSA 185.477 LIBOR 6m + 1% USD 28/12/2020 15/112025
Préstamo Eurobanco ASA 127.985 7,00% USD 21/09/2020 27/07/2023
Credit Suisse AG London Branch GECEN 2.171.610 13,09% USD 25/04/2018 20/06/2023
Credit Suisse AG London Branch GECEN 2.056.716 7,75% USD 25/04/2018 20/06/2023
Subtotal 5.891.721
Sindicado
ICBC / Hipotecario / Citibank GEMSA 177.812 Tramo A: BADCORI ajustada + 10% y Tramo B: ARS 30/09/2020 30/08/2021
BADLAR + 11,34%
177.812
Títulos de Deuda
ON Internacional GEMSA/CTR 29.104.324 9,625% USD 27/07/2016 27/07/2023
ON Clase II Coemisión GEMSA/CTR 6.738.913 15,00% USD 05/08/2019 05/05/2023
ON Clase III Coemisión GEMSA/CTR 619.271 8,00% hasta la primera fecha de amortización USD 04/12/2019 12/04/2021
13,00% hasta la segunda fecha de amortización
ON Clase IV Coemisión GEMSA/CTR 1.361.068 13% hasta la segunda fecha de pago de intereses USD 02/12/2020 11/04/2022
10,5% hasta la fecha de vencimiento
ON Clase V Coemisión GEMSA/CTR 1.197.085 6,00% USD 27/11/2020 27/11/2022
ON Clase VIII GEMSA 319.792 BADLAR + 5% ARS 28/08/2017 28/08/2021
8,50% hasta la primera fecha de amortización
ON Clase X GEMSA 567.828 10,50% hasta la segunda fecha de amortización USD 04/12/2019 16/02/2021
13,00% hasta la tercera fecha de amortización
ON Clase XI GEMSA 827.645 6,50% USD 23/06/2020 23/06/2021
ON Clase XIII GEMSA 1.086.060 12,50% USD 02/12/2020 16/02/2024
ON Clase IV CTR 306.064 BADLAR + 5% ARS 24/07/2017 24/07/2021
ON Clase III ASA 179.709 BADLAR + 4,25% ARS 15/06/2017 15/06/2021
Subtotal 42.307.758
Otras deudas
Préstamo Macro GEMSA 56.392 10,00% USD 30/08/2018 12/01/2021
Préstamo Macro GEMSA 97.597 BADLAR + 10% ARS 03/08/2020 12/07/2021
Préstamo Supervielle GEMSA 114.994 Tasa Base + 8% ARS 29/10/2020 26/02/2021
Préstamo Supervielle GEMSA 114.994 Tasa Base + 8% ARS 29/10/2020 27/04/2021
Préstamo Chubut GEMSA 168.899 10,00% USD 18/12/2020 04/06/2021
Préstamo Ciudad CTR 287.785 7,90% USD 04/08/2017 04/07/2021
Préstamo BAPRO CTR 720.545 Badlar corregida ARS 21/01/2020 04/03/2022
Préstamo ICBC CTR 33.668 BADCORI ajustada + 10% ARS 30/09/2020 31/08/2021
Préstamo Macro CTR 49.210 Badlar + 10% ARS 03/08/2020 12/08/2021
Préstamo Macro CTR 28.181 9,00% USD 28/12/2018 12/01/2021
Préstamo Supervielle CTR 28.688 Tasa base + 8,60% ARS 29/10/2020 26/04/2021
Préstamo Supervielle CTR 391.436 49,50% ARS 23/12/2020 22/03/2021
Arrendamiento financiero GEMSA/CTR 228.975
Subtotal 2.321.363
Total deuda financiera 50.698.654
----- End of picture text -----

El siguiente cuadro describe los vencimientos del capital de nuestra deuda pendiente de pago al 31 de diciembre de 2020 en miles:

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Año 6 o
Total Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
sucesivos
(en miles de USD)
Deuda total 602.480 108.338 70.005 419.654 4.483 - -
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Deuda de GEMSA y CTR

Obligaciones Negociables Individuales

Con fecha 7 de julio de 2016, GEMSA, GFSA y CTR obtuvieron, mediante Resolución 18.110 de la CNV, la autorización para la co-emisión en el mercado local e internacional, de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, garantizadas y no subordinadas. El 27 de julio de 2016 se emitieron obligaciones negociables por un monto de USD250 millones con vencimiento a 7 años. Dichas obligaciones negociables están incondicionalmente garantizadas en su totalidad por el Garante.

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A partir del 1 de enero de 2017, en virtud de la Fusión GFSA, GEMSA asumió todos los derechos y obligaciones de GFSA, incluyendo las obligaciones de GFSA bajo las obligaciones negociables mencionadas. Véase “ Políticas de las Co-Emisoras–a) Políticas de inversiones y de financiamiento–Fusión GFSA ”. Asimismo, mediante Resolución N° 18.648 de fecha 10 de mayo de 2017, el Directorio de la CNV dispuso la transferencia de oferta pública de las obligaciones negociables emitidas por GFSA, de GFSA a GEMSA.

Con fecha 8 de noviembre de 2017, GEMSA y CTR obtuvieron, mediante Resolución 19.033 de la CNV, autorización para la co-emisión en el mercado local e internacional, de obligaciones negociables adicionales a las emitidas con fecha 7 de julio de 2016, por un monto de hasta V/N USD100 millones, aumentando el monto del programa de obligaciones negociables de V/N USD250 millones a V/N USD 350 millones. El 5 de diciembre de 2017 se emitieron obligaciones negociables adicionales por un monto de USD 86 millones. Dichas obligaciones negociables tienen la calificación B- (Fitch ratings) / B2 (Moody’s).

Las Obligaciones Negociables existentes en el marco de la co-emisión internacional antes mencionada, devengan interés a una tasa fija en Dólares de 9,625%. El interés se paga semestralmente y el capital en un único pago en la fecha de vencimiento del 27 de julio de 2023. A la fecha de este Prospecto, el saldo de capital por dichas obligaciones negociables asciende a USD 336 millones.

Obligaciones Negociables emitidas bajo el presente Programa

El presente Programa fue aprobado Resolución del Directorio de la CNV N° RESFC-2017-18947-APNDIR#CNV de fecha 26 de septiembre de 2017. El aumento del monto del Programa de U$S 100.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S 300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) fue aprobado por la CNV mediante Resolución Nº RESFC-2019-20111-APN-DIR#CNV de la CNV de fecha 8 de marzo de 2019. El aumento del monto del Programa de U$S 300.000.000 (o su equivalente en otras monedas) a U$S 700.000.000 (o su equivalente en otras monedas) y la modificación de sus términos y condiciones fueron aprobados por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición Nº DI-2020-43-APN-GE#CNV de fecha 10 de septiembre de 2020.

Con fecha 5 de agosto de 2019, GEMSA y CTR emitieron la clase II de obligaciones negociables bajo este Programa, por un monto de USD 80 millones, en el mercado local e internacional. Las mismas devengan una tasa fija en Dólares de 15,00%. El interés se paga trimestralmente y el capital se amortizará en 10 cuotas trimestrales a partir de mayo 2021, hasta su vencimiento en mayo 2023. A la fecha de este Prospecto, el saldo de capital por las obligaciones negociables de la clase II asciende a USD 67,2 millones. Las obligaciones negociables emitidas bajo la clase II se encuentran garantizadas mediante (i) una fianza de Albanesi, inicialmente, y cualquiera de sus subsidiarias restringidas que deba brindar una garantía, posteriormente; (ii) un fideicomiso con fines de garantía, bajo el cual se cedieron (a) la totalidad de los derechos, actuales y futuros, de GEMSA de recibir cualquier monto y crédito en virtud de los contratos de compra de energía con CAMMESA bajo la Resolución N° 21/2016 y N° 220/2007, relacionados a la Central Térmica Modesto Maranzana, Central Térmica Independencia y la Central Térmica Ezeiza, y (b) ciertos derechos y fondos pagaderos en virtud de pólizas de seguro relacionadas a ocho turbinas ubicadas en la Central Térmica Modesto Maranzana, Central Térmica Riojana y Central Térmica Independencia (los “Equipos”), y terrenos de propiedad y escriturados a nombre de GEMSA ubicados en la ciudad de San Miguel de Tucumán, Provincia de Tucumán, República Argentina (“Inmuebles Independencia”); (iii) prenda en primer grado de privilegio sobre los Equipos; (iv) hipoteca en primer grado de privilegio sobre los Inmuebles Independencia; y (v) prenda en primer grado de privilegio sobre todo derecho o título de las Co-Emisoras sobre una cuenta de reserva para servicio de deuda y cualquier fondo o equivalente de efectivo, depositado en dicha cuenta.

Con fecha 4 de diciembre de 2019, se realizó la co-emisión de las obligaciones negociables clase III bajo el Programa, por un monto de USD 25,7 millones, a una tasa fija del 8% hasta el 11 de octubre de 2020 y del 13% hasta la fecha de vencimiento el 11 de abril de 2021, con pagos de intereses trimestrales. La amortización de capital se realizará en 2 cuotas, la primera del 10% el 11 de octubre de 2020 y la segunda del 90% el 11 de abril de 2021. El monto de las obligaciones negociables clase III se suscribió en especie mediante canje voluntario con las obligaciones negociables clase I. En diciembre de 2020 se realizó un canje voluntario de las obligaciones negociables clase III y a la fecha de este Prospecto, el saldo de capital por las obligaciones negociables clase III ha sido íntegramente cancelado.

Con fecha 2 de diciembre de 2020, se realizó la co-emisión de las obligaciones negociables clase IV bajo el Programa, por un monto de USD 16,4 millones, a una tasa fija del 13% hasta el 11 de abril de 2021 con pagos de interés trimestrales y del 10,5% hasta la fecha de vencimiento el 11 de abril de 2022 con pagos de interés mensuales. La amortización de capital se realizará en 13 cuotas mensuales, las primeras 6 del 4,75% a

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partir del 11 de abril de 2021, de la cuota 7 a la 12 del 8% a partir del 11 de octubre de 2021 y la última del23,5% el 11 de abril de 2022. El monto de las obligaciones negociables clase IV se suscribió en especie mediante canje voluntario con las obligaciones negociables clase III. A la fecha de este Prospecto, el saldo de capital por las obligaciones negociables clase IV es de USD 12,5 millones.

Con fecha 27 de noviembre de 2020, se realizó la co-emisión de las obligaciones negociables clase V bajo el Programa, por un monto de USD 14,4 millones, a una tasa fija del 6% hasta la fecha de vencimiento el 27 de noviembre de 2022 con pagos de interés trimestrales. La amortización de capital se realizará en un único pago equivalente al 100% del valor nominal en la fecha de vencimiento Clase V. A la fecha de este Prospecto, el saldo de capital por las obligaciones negociables clase V es de USD 14,4 millones.

Con fecha 11 de marzo de 2021, las Compañías realizaron la co-emisión de las obligaciones negociables clase VII y clase VIII en el marco del Programa. La clase VII fue colocada por un monto total de U$S7.707.573, a una tasa fija del 6% nominal anual, con pagos trimestrales de intereses, con vencimiento el 11 de marzo de 2023. La amortización de capital de las obligaciones negociables clase VII se realiza en 4 cuotas consecutivas, equivalentes al: 10% para la primera cuota, 15% para la segunda cuota, 15% para la tercera cuota y 60% para la cuarta y última cuota, del valor nominal de las obligaciones negociables clase VII, en las siguientes fechas: 11 de junio de 2022; 11 de septiembre de 2022; 11 de diciembre de 2022 y el 11 de marzo de 2023. La clase VIII fue colocada por un total de 41.936.497 UVAs, a una tasa fija del 4,60%, con pagos trimestrales de intereses, con vencimiento el 11 de marzo de 2023. La amortización de capital de las obligaciones negociables clase VIII se realiza en 4 (cuatro) cuotas consecutivas, equivalentes al: 10% para la primera cuota, 15% para la segunda cuota, 15% para la tercera cuota y 60% para la cuarta y última cuota, del valor nominal de las Obligaciones Negociables Clase VIII, en las siguientes fechas 11 de junio de 2022; 11 de septiembre de 2022; 11 de diciembre de 2022 y el 11 de marzo 2023.

El 9 de abril de 2021 se realizó la emisión de las obligaciones negociables clase IX, las cuales fueron integradas a través de un canje voluntario con las obligaciones negociables clase III, mediante el cual se canjeó el monto equivalente al 60,17% del capital nominal en circulación de las obligaciones negociables clase III. El saldo de capital por las obligaciones negociables clase III fue cancelado al 100% en la fecha de vencimiento en abril de 2021. La clase IX fue colocada por un monto total de U$S4.265.575, a una tasa fija del 12,5% nominal anual, con pagos trimestrales de intereses, con vencimiento el 9 de abril de 2024. La amortización de capital de las obligaciones negociables clase IX se realiza en 3 cuotas consecutivas, equivalentes al: 33% para la primera cuota, 33% para la segunda cuota y 34% para la tercera y última cuota, del valor nominal de las Obligaciones Negociables Clase IX, en las siguientes fechas 9 de abril de 2022; 9 de abril de 2023 y el 9 de abril 2024.

Las obligaciones negociables emitidas por las Co-Emisoras bajo el Programa cuentan con calificación de riesgo otorgada por FIX SCR S.A. Agente de Calificación de Riesgo (afiliada a Fitch Ratings) (“FIX”). El 23 y 30 de julio de 2021, FIX confirmó en la categoría “BBB+(arg)” la calificación de largo plazo de las CoEmisoras y de las obligaciones negociables emitidas bajo el Programa, asignándoles una “perspectiva estable”. Los informes pueden ser consultados en los siguientes links: www.fixscr.com/emisor/view?type=emisor&id=397 y www.fixscr.com/emisor/view?type=emisor&id=171.

Deuda de GEMSA

Títulos de Deuda

Con fecha 29 de agosto de 2017 se emitieron las obligaciones negociables clase VIII por un monto de $312.884.660, las que fueron suscriptas en especie mediante canje voluntario con las obligaciones negociables clase V de GEMSA y obligaciones negociables clase II y clase III de GFSA, que en su momento se encontraban a nombre de GEMSA. Las obligaciones negociables clase VIII se emitieron con tasa variable. El interés se paga trimestralmente y el capital en un único pago equivalente al 100% del valor nominal al vencimiento que opera en agosto de 2021. A la fecha del presente Prospecto. Las obligaciones negociables clase VIII han sido íntegramente canceladas.

Con fecha 4 de diciembre de 2019, GEMSA realizó la emisión de las obligaciones negociables clase X en el marco de su programa. Las mismas fueron colocadas por un total de USD 28,1 millones, a una tasa fija del 8,5% hasta el 17 de febrero de 2020, del 10,5% hasta el 16 de agosto de 2020 y del 13% hasta la fecha de vencimiento el 16 de febrero de 2021, con pagos de intereses trimestrales. La amortización de capital se realiza en 3 cuotas, la primera del 10% el 16 de febrero de 2020, la segunda del 20% el 16 de agosto de 2020 y la tercera del 70% el 16 de febrero de 2021. El monto de las obligaciones negociables clase X se suscribió en especie mediante canje voluntario con las obligaciones negociables clase VI. El 2 de diciembre de 2020 se realizó el

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canje voluntario de las obligaciones negociables clase X con las obligaciones negociables clase XIII, mediante el cual se canjeó el monto equivalente al 66,37% del capital de las obligaciones negociables clase X. El saldo de capital por las obligaciones negociables clase X fue cancelado al 100% en la fecha de vencimiento en febrero de 2021.

Con fecha 23 de junio de 2020, GEMSA realizó la emisión de las obligaciones negociables clase XI y Clase XII en el marco de su programa. La Clase XI fue colocada por un total de USD 9,9 millones, a una tasa fija del 6,5% hasta el 23 de junio de 2021 (la fecha de vencimiento), con pagos de intereses trimestrales. La amortización de capital se realizó en su totalidad al vencimiento. La clase XII fue colocada por un total de ARS 151,1 millones, a una tasa variable de BADLAR + 8% hasta el 23 de diciembre de 2020 (la fecha de vencimiento), con pagos de intereses trimestrales. La amortización de capital fue realizada 30% a los 3 meses de la fecha de emisión y el restante 70% al vencimiento. El saldo de capital fue cancelado en su totalidad en diciembre de 2020.

El 2 de diciembre de 2020 se realizó la emisión de las obligaciones negociables clase XIII, las cuales fueron integradas a través de un canje voluntario con las obligaciones negociables clase X, mediante el cual se canjeó el monto equivalente al 66,37% del capital nominal en circulación de las obligaciones negociables clase X. La clase XIII fue colocada por un monto total de U$S 13.076.765, a una tasa fija del 12,5% nominal anual, con pagos trimestrales de intereses, con vencimiento el 16 de febrero de 2024. La amortización de capital de las obligaciones negociables clase IX se realiza en 3 cuotas consecutivas, equivalentes al: 33,3% para la primera cuota, 33,3% para la segunda cuota y 33,4% para la tercera y última cuota, del valor nominal de las Obligaciones Negociables Clase XIII, en las siguientes fechas 16 de febrero de 2022; 16 de febrero de 2023 y el 16 de febrero 2024.

Con fecha 16 de julio de 2021, GEMSA realizó la emisión de las obligaciones negociables clases XV y XVI por un total conjunto de USD 130 millones. La clase XV fue colocada por un total de UVA 36,6 millones (equivalentes en ese momento a USD 31,2 millones), a una tasa fija del 6,50%, con vencimiento el día 28 de julio de 2026. El capital de la clase XV será abonado en 29 consecutivas pagaderas mensualmente a partir de marzo 2024. Los intereses son pagaderos: (i) en forma semestral hasta que se cumplan los 24 meses desde la fecha de emisión, (ii) a los 31 meses de la fecha de emisión y (iii) con periodicidad mensual a partir del mes 32, existiendo la opción a capitalizar los intereses hasta el mes 31. La clase XVI fue colocada por un total de USD 98,2 millones, a una tasa fija del 7,75%, con vencimiento el día 28 de julio de 2029. El capital de la clase XVI será abonado en 48 cuotas consecutivas pagaderas mensualmente a partir de agosto 2025. Los intereses son pagaderos: (i) en forma semestral hasta que se cumplan los 24 meses desde la fecha de emisión, (ii) a los 31 meses de la fecha de emisión y (iii) con periodicidad mensual a partir del mes 32, existiendo la opción a capitalizar los intereses hasta el mes 31.

Préstamo Cargill

El 16 de febrero de 2018, GEMSA, como deudora, y Albanesi como garante, celebraron un contrato de préstamo con Cargill Ltd., por un monto total de hasta USD25 millones. El préstamo tenía un plazo de 36 meses y devengaba intereses trimestrales a una tasa nominal anual conformada por la tasa Libor a 360 días más un margen de 4,25%. Con fecha 13 de abril de 2021, se refinanció la tasa a una Libor a 360 días más un margen de 10%. A la fecha de los estados financieros consolidados intermedios finalizados al 30 de junio de 2021, el saldo de capital es de U$S4.1 millones.

Préstamo BLC

El 26 de junio de 2020, GEMSA, como prestataria, y Albanesi, como garante, celebraron una enmienda y actualización de un contrato de préstamo con BLC Asset Solutions B.V., como prestamista, por un monto de capital total de U$S 61,2 millones para la adquisición por parte de GEMSA de turbinas de gas, turbinas de vapor y calderas que se instalarán en Central Térmica Ezeiza y Central Térmica Modesto Maranzana. La enmienda y actualización del contrato de préstamo tiene un plazo aproximado de tres años y puede prorrogarse por dos años más si se cumplen determinadas condiciones. El préstamo devenga intereses a una tasa anual del 12,00% hasta diciembre de 2021 y LIBOR más 11% con un mínimo del 12% por el resto del plazo, pagaderos trimestralmente.

Préstamo JP Morgan

El 6 de julio de 2020, GEMSA, como prestataria, y Albanesi y CTR, como garantes, celebraron un contrato de préstamo con JP Morgan Chase Bank, como prestamista, por un monto de capital total de U$S 14,8 millones para el financiamiento de las obras de mantenimiento a cargo de PW Power System en las turbinas instaladas en la Central Térmica Modesto Maranzana. El contrato de préstamo tiene un plazo aproximado de 5

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años y 6 meses. El préstamo devenga intereses a una tasa anual LIBOR a 6 meses más 1,00%, pagaderos semestralmente. El préstamo está garantizado por Export-Import Bank de los Estados Unidos.

Deuda de CTR

Títulos de Deuda

Con fecha 24 de julio de 2017, CTR emitió, en el marco de su programa global de obligaciones negociables, obligaciones negociables clase IV por un monto de capital total de ARS 291.1 millones por lo cual se suscribió una porción en efectivo y el remanente mediante un canje voluntario con las obligaciones negociables clase III (CTR). Las obligaciones negociables devengan intereses a una tasa equivalente a la tasa BADLAR más 5%. Los intereses son pagaderos en forma trimestral y el capital se pagará en un único pago equivalente al 100% en la fecha de vencimiento es decir el 24 de julio de 2021. A la fecha del presente Prospecto, no existen saldos pendientes de pago bajo las obligaciones negociables clase IV.

Préstamo Ciudad

El día 4 de agosto de 2017, CTR obtuvo un préstamo del Banco Ciudad de Buenos Aires por USD 9.200.000 en 36 cuotas, con un período de gracia de 6 meses. Dicha amortización se realizará en cuotas trimestrales de capital y un interés a tasa fija del 6% pagadero en forma trimestral, cediendo en garantía ciertos contratos celebrados por RGA. A la fecha de este Prospecto, el capital adeudado asciende a USD 2,75 millones.

Contrato BAPRO

El 22 de diciembre de 2020, CTR, como prestataria, celebró un contrato de préstamo con Banco Provincia, como prestamista, por un monto de capital total de Pesos 746 millones para fines relacionados con el capital de trabajo de CTR. La línea de crédito tiene un plazo aproximado de 18 meses. El préstamo devenga intereses a una tasa BADLAR ajustada, pagaderos mensualmente.

Deuda del Garante

El 15 de junio de 2017, el Garante emitió y colocó en Argentina, en el marco de su programa global de obligaciones negociables, obligaciones negociables clase III por un monto de capital total de ARS 255.8 millones por lo cual se suscribieron mediante un canje voluntario con las ON Clase I y las ON Clase II. Las obligaciones negociables devengan intereses sobre el monto de capital pendiente de pago a una tasa equivalente a la tasa BADLAR más 4,25%. Los intereses son pagaderos en forma trimestral y el capital se pagará en tres cuotas consecutivas trimestrales: las dos primeras equivalen, cada una, al 30% del valor nominal de las obligaciones negociables mientras la tercera equivale al 40% restante de dicho valor. A la fecha del presente Prospecto, no existen saldos pendientes de pago bajo estas obligaciones negociables.

Deuda de GECE

Con fecha 23 de abril de 2018, GECE en conjunto con Albanesi Energía S.A., como prestatarias, Credit Suisse AG, London Branch como agente administrativo, Credit Suisse Securities (USA) LLC y UBS Securities LLC como joint lead arrangers, UBS AG Stamford Branch, Banco Hipotecario S.A., BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., Banco de Inversión y Comercio Exterior S.A. y Credit Suisse AG Cayman Islands Branch, celebraron un contrato de préstamo por un monto de hasta trescientos noventa y cinco millones de Dólares Estadounidenses (USD 395.000.000).

El Capital estaba previsto para ser desembolsado en dos tramos, el “Tramo A” y el “Tramo B”, y cancelado en un plazo de hasta 5 (cinco) años para el Tramo A y de hasta 6 (seis) años para el Tramo B. Con fecha 25 de abril de 2018 se desembolsaron USD 65.000.000 correspondientes al Tramo B del préstamo. Como consecuencia del contexto macroeconómico observado a partir del mes de mayo de 2018, con fecha 16 de octubre del mismo año, GECE, en acuerdo con los acreedores, decidió terminar el Tramo A del préstamo, quedando vigente el Tramo B desembolsado el 25 de abril por USD 65.000.000.

El 7 de marzo de 2019 se cerró con los acreedores del Tramo B un acuerdo de Forbearance en relación al contrato de préstamo con el objeto de establecer un marco para el repago del saldo pendiente por USD 52.981.896.

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De dicho acuerdo surgieron contratos complementarios los cuales fueron enmendados oportunamente. La última enmienda ejecutada con fecha 3 de diciembre de 2020 con el objeto de modificar el cronograma de pagos y la fecha de vencimiento del préstamo de modo de reducir los pagos de capital de los próximos 24 meses, quedando ésta sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes. Con fecha 17 de diciembre de 2020, se cumplieron tales condiciones precedentes y se efectivizaron las modificaciones. Al mismo tiempo, dicha enmienda permitió cumplimentar lo establecido por la Comunicación “A” 7106 del BCRA.

El saldo de capital a la fecha de presentación de los presentes estados financieros consolidados alcanza los USD 51.217.055.

Los montos adeudados deberán pagarse de la siguiente manera:

(i) 24.383.333 a pagar en seis cuotas trimestrales, empezando la primera el 20 de marzo de 2022 y la última el 20 de junio de 2023, con una tasa de 7,75% anual. Este acuerdo fue firmado por GECE y garantizado por ASA.

(ii) 26.833.722 a pagar en seis cuotas trimestrales, empezando la primera el 20 de marzo de 2022 y la última el 20 de junio de 2023, con una tasa de 13,09% anual. Este acuerdo fue firmado por GECE y garantizado por ASA y GMSA.

Al 31 de diciembre de 2020, GECE no posee covenants que cumplir relacionados con dicho préstamo.

Se aclara que, a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, siendo esta el 1 de enero de 2021, se consideran incorporados al patrimonio de GEMSA todos los activos y pasivos y el patrimonio neto, incluidos bienes registrables, derechos y obligaciones pertenecientes Albanesi y GECE, todo ello sujeto a su inscripción ante la IGJ. Para más información véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ” de este Prospecto.

Obligaciones contractuales

La siguiente tabla presenta nuestras obligaciones contractuales (sin incluir intereses) en base a los datos disponibles al 31 de diciembre de 2020, desglosadas por período anual. Los montos no incluyen los intereses futuros. Los montos en Pesos se convirtieron de Dólares Estadounidenses al tipo de cambio vendedor relativo a Dólares Estadounidenses publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2020 de $84.15 igual a USD 1,00.

Deuda financiera Deuda contractual comercial (1) Siemens Suecia - Rio IV (CC) 1TG SGT 800 Siemens Suecia - Ezeiza (CC) 1TG SGT 800 Siemens Austria Siemens Suecia - 2 TGs SGT 800 (Arroyo seco) VOGT caldera (Arroyo Seco) BLC - Financiación Subtotal	Total al 31 de diciembre de 2020	al 31 de diciembre de 2021 al 31 de diciembre de 2022 al 31 de diciembre de 2023 al 31 de diciembre de 2024 al 31 de diciembre de 2025 Más de 6 años
	(en miles depesos)
	50.698.654 9.116.648 5.890.925 35.313.869 377.212 - - 1.065.511 - 1.065.511 - - - - 1.093.657 274.176 819.481 - - - - 1.511.209 1.511.209 - - - - - 2.077.752 - 2.077.752 - - - - 551.220 551.220 - - - - - 2.449.207 510.005 1.192.220 746.982 - - -
	8.748.556 2.846.610 5.154.964 746.982 - - -
Total	59.447.210 11.963.258 11.045.889 36.060.851 377.212 - -

(1) Esta deuda consiste principalmente en deuda con nuestros proveedores.

3. Información sobre Tendencias

Nuestros Ingresos y Costos

Actualmente nuestros ingresos consolidados y nuestro EBITDA Ajustado surgen principalmente de la venta de nuestra capacidad de generación y de la energía eléctrica generada asociada a esa capacidad en virtud de los siguientes marcos regulatorios:

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(i) Resolución SE 220/2007. En el marco de la Resolución SE 220/2007, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de CCEE a largo plazo (comúnmente con plazos de diez años) expresados en Dólares Estadounidenses. La contraprestación que recibimos a cambio por parte de CAMMESA en virtud de estos contratos se compone de dos elementos principales: (a) un precio fijo en Dólares Estadounidenses por MW por mes por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en el marco de un régimen de compra garantizada ( take or pay ), en virtud del cual recibimos este precio en la medida en que el 92% de nuestra capacidad comprometida se encuentre disponible. CAMMESA cobrará una multa (calculada por hora en Dólares Estadunidenses) en caso de indisponibilidad forzada de nuestra capacidad y (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos operativos y administrativos, mantenimientos menores y seguro), el cual varía de acuerdo a la energía generada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado (el gas natural genera una remuneración menor respecto al combustible líquido dado que los costos operativos asociados son menores). Asimismo, el precio que CAMMESA paga en virtud de estos contratos incluye el reconocimiento de los cargos asociados al transporte eléctrico. El precio se paga en Pesos al tipo de cambio oficial.
(ii) Resolución SEE 21/2016. En el marco de la Resolución SEE 21/2016, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de CCEE de 10 años expresados en Dólares Estadounidenses. La contraprestación que recibimos a cambio por parte de CAMMESA en virtud de estos contratos se compone de dos elementos principales: (a) un precio fijo en Dólares Estadounidenses por MW por hora por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en el marco de un régimen de compra garantizada (take or pay), en virtud del cual recibimos este precio en la medida en que nuestra capacidad comprometida se encuentre disponible o en mantenimientos programados y autorizados por CAMMESA. CAMMESA cobrará una multa (calculada por hora en Dólares Estadunidenses) en caso de indisponibilidad forzada de nuestra capacidad y (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos operativos y administrativos, mantenimientos menores y seguro), el cual varía de acuerdo a la energía generada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado (el gas natural genera una remuneración menor respecto al combustible líquido dado que los costos operativos asociados son menores). Asimismo, el precio que CAMMESA paga en virtud de estos contratos incluye el reconocimiento de los cargos asociados al transporte eléctrico. El precio se paga en Pesos al tipo de cambio oficial.
(iii) Energía Plus: Vendemos electricidad a industrias catalogadas como grandes usuarios de energía eléctrica en virtud de CCEE con plazos de entre uno y dos años, expresados en Dólares Estadounidenses. Cobramos un precio monómico fijo por la energía consumida por el tomador en virtud de estos contratos. Los CCEE no contemplan un compromiso de compra garantizada (take or pay) y, por consiguiente, ello representa para nosotros un EBITDA Ajustado menos estable en relación con nuestras ventas concretadas en virtud de los marcos regulatorios dispuestos en la Resolución SE 220/2007 y el programa Energía Base. No obstante, en general, podemos estimar con razonable precisión el consumo aproximado de energía por parte de los tomadores a partir del consumo histórico, lo cual nos ayuda a redactar nuestros contratos teniendo en cuenta dichos datos.
(iv) Energía Base: En virtud del marco regulatorio del programa Energía Base, para la capacidad instalada antes del 17 de marzo de 2006, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de un acuerdo regulatorio con compromiso de compra garantizada ( take or pay). Hasta febrero de 2017 era en Pesos (sin celebrar ningún contrato de compraventa de energía), y pasó a ser en Dólares Estadounidenses de dicha fecha hasta febrero 2020 en virtud de las Resoluciones SEE 19/2017 y luego la SGE 1/2019. En febrero de 2020 la Resolución 1/2019 fue modificada por la Resolución 31/2020 emitida por la nueva Administración, cuyos considerandos plantearon la necesidad de adaptar los criterios de remuneración establecidos por la Resolución 1/2019, considerando que la magnitud de los acontecimientos económico-financieros que afronta el país, en particular la abrupta apreciación del tipo de cambio, impactan sobre dicha remuneración, dada la mayor variación del tipo de cambio por sobre los costos de producción, que deviene en la necesidad de restablecer la relación entre ellos. En función de ello la Resolución 31/2020 modificó parcialmente la Resolución 1/2019 y estableció un nuevo esquema de remuneración a partir del 1 de febrero de 2020 que implica: (i) reducción y pesificación de los valores remuneratorios de potencia para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (ii) pesificación de los valores

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remuneratorios variables para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (iii) modificación de los criterios de remuneración de los generadores térmicos incorporando: (a) diferenciación para aquellos generadores habilitados con motores de combustión interna menores o iguales a 42 MW; y (b) criterios remuneratorios diferenciales para aquellos generadores que no efectúen un compromiso de disponibilidad garantizada; (iv) introducción de un criterio remunerativo por disponibilidad de potencia en horas de alto rendimiento. El 21 de mayo de 2021, mediante la Resolución SE 440/2021, el Gobierno Argentino actualizó nuevamente el régimen de los generadores bajo remuneración del Mercado Spot, derogando la actualización automática de los valores de la remuneración y disponiendo que los valores de la energía eléctrica y la potencia que se mantienen en Pesos pueden reajustarse en un 29% con carácter retroactivo a febrero de 2021.

Para más información acerca de estos marcos regulatorios, ver “ Información de las Co-Emisoras— Nuestros cliente s” y “ Información de las Co-Emisoras—Descripción del sector en que se desarrolla su actividad—La industria eléctrica en Argentina y su regulación—Participantes Clave—Generadores ”.

Nuestros costos por ventas se relacionan principalmente con los siguientes conceptos: (i) el costo de adquisición de energía eléctrica (principalmente en el marco regulatorio del programa Energía Plus y la compra de capacidad de generación de respaldo); (ii) la depreciación de los activos fijos; (iii) los costos de mantenimiento; (iv) salarios y cargas sociales; y (v) los costos de seguro.

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, el 59%, el 35%, el 4% y el 2% de nuestro EBITDA Ajustado surge de las ventas realizadas en virtud del marco regulatorio impuesto por las Resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016 y los programas Energía Plus y Energía Base, respectivamente. En los seis meses terminados el 30 de junio de 2021, generamos el 57%, el 38%, el 4% y el 1% de nuestro EBITDA Ajustado a partir de nuestras ventas bajo los marcos regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016, y los programas Energía Plus y Energía Base, respectivamente.

Para conocer mayor información acerca de estos marcos regulatorios, ver “ Información de las CoEmisoras—Descripción del sector en que se desarrolla su actividad—La industria eléctrica en Argentina y su regulación—Participantes Clave—Generadores” . Tales marcos regulatorios implican la celebración de contratos de compraventa de energía a largo plazo con CAMMESA, denominados en Dólares Estadounidenses, en virtud de los cuales venderemos nuestra disponibilidad de capacidad de generación de energía en el marco de un régimen de compra garantizada (take or pay) además de la energía eléctrica despachada. No podemos garantizar, sin embargo, que los cambios regulatorios y en las políticas implementadas en Argentina no afectarán nuestro negocio ni los resultados de las operaciones en el futuro. Para una descripción de los riesgos regulatorios en Argentina, ver “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina” y para una descripción de los riesgos asociados al sector eléctrico argentino, ver “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con el sector energético argentino ”.

Nuestra capacidad para generar energía eléctrica depende de la disponibilidad de gas natural y, en mucha menor medida, de fueloil. De acuerdo con determinados CCEE celebrados dentro del marco regulatorio del programa Energía Plus, tenemos la obligación de obtener el combustible necesario para satisfacer nuestras obligaciones de generación de energía eléctrica y no podemos trasladar el costo del combustible a nuestros clientes. El suministro o el precio del gas natural que se utiliza en las centrales eléctricas que operamos se ha visto afectado en varias oportunidades –y seguirá viéndose afectado- por, entre otros factores, la disponibilidad de gas natural en Argentina, la necesidad de importar un mayor volumen de gas natural a precios más altos que el precio aplicable a la oferta interna como resultado de la baja producción interna y la redistribución de gas dispuesta por la SE, dada la actual escasez de oferta y la continua caída de las reservas. En 2020, el precio del gas vendido por nuestros principales proveedores aumentó considerablemente. Comúnmente, los precios más altos del gas perjudican nuestro margen bruto en virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus.

Condiciones económicas argentinas

Debido al hecho de que nuestros activos, operaciones y clientes se encuentran en Argentina, los resultados de las operaciones y nuestra situación patrimonial se ven afectados en gran parte por las condiciones políticas y macroeconómicas del país. La volatilidad de la economía argentina y las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido un fuerte impacto en nuestros negocios y se espera que estos efectos continúen en el futuro. El actual gobierno deberá corregir los desequilibrios macroeconómicos de la Argentina y deberá recuperar el acceso a los mercados financieros internacionales, en un contexto adverso marcado por una fuerte

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crisis económica tanto a nivel local como internacional, acentuada por la pandemia provocada por el COVID-19. Ver “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina” .

La siguiente tabla presenta indicadores económicos clave en Argentina durante los períodos señalados:

PBI Real (% cambio) ................................... Índice de Precios al Consumidor (% cambio) ...................................................... Tipo de cambio nominal (en $/USD al 31 de diciembre)(1).......................................... Balanza Comercial (en millones de USD) ... Saldo fiscal primario (sin intereses) (como % del PBI) ................................................. Deuda Pública (% del PBI al 31 de diciembre) .................................................. Tasa de desempleo al cierre del período (% cambio)	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 (2) (2,1) (9,9) 47,6 53,8 36,1 38,6 63 84,1 (3.820) 15.990 (364) (2,4) (1) (6,5) 64,1 72 86,7 9,1 8,9 11	Seis meses terminados el 30 de junio 2021
		N/A 25,3 95,7 6.740 (0,5) N/A N/A

(1) Tipo de cambio vendedor para transferencias electrónicas ( divisas ) publicado por el Banco de la Nación Argentina.

Ver “ Factores de Riesgo—Riesgos Relacionados con la Argentina—La intervención del Gobierno Argentino en la economía argentina podría socavar los negocios y la confianza de los inversores ”.

Impacto del COVID-19 en nuestro negocio

El 11 de marzo de 2020 la Organización Mundial de la Salud decretó el estado de pandemia a nivel mundial por el brote del virus denominado “COVID-19”, comúnmente conocido como “Coronavirus”, que habría tenido su origen en la cuidad de Wuhan, capital de la provincia de Hubei, en China, pero que en cuestión de meses se propagó a todos los países, incluyendo a la República Argentina, el resto de países de América Latina y Estados Unidos. La propagación continua del virus ha llevado a la ruptura y volatilidad en los mercados de capitales globales, aumentando la incertidumbre económica. Es probable que la pandemia cause una crisis económica con una duración potencialmente extensa.

La mayoría de los gobiernos, incluida Argentina, han tomado medidas cada vez más estrictas para ayudar a contener la propagación del virus, incluido el cierre de las fronteras del país; la reducción drástica del transporte por aire, agua, ferrocarril y carretera, aislamiento de la población, cuarentena y restricciones de libre circulación, y cierre de negocios. Para mayor información sobre las medias adoptadas por el Gobierno Argentino para paliar los efectos de la pandemia, véase “La pandemia actual generada por el virus del COVID-19 y las medidas gubernamentales adoptadas para limitar la propagación del virus están teniendo un impacto significativo en las economías internacionales y en la economía de Argentina” en la sección “ Factores de Riesgo—Riesgos Relacionados con la Argentina ”. Estas medidas generan la ralentización o suspensión de la mayoría de las actividades no esenciales y, consecuentemente, están afectando de forma significativa la economía nacional, regional y global, debido a la interrupción o ralentización de las cadenas de suministro y al aumento significativo de la incertidumbre económica.

Estas medidas han provocado una importante desaceleración de la actividad económica, afectando negativamente al crecimiento económico en el año 2020. Asimismo, la pandemia de COVID-19 ha tenido y sigue teniendo un impacto considerable en la industria energética argentina. Ante las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuestas en el DNU 297/20 en respuesta a la pandemia de COVID-19, la demanda de energía eléctrica por parte de la industria y los comercios disminuyó en un 8% durante 2020 respecto de 2019. Esto fue parcialmente compensado por un aumento del 8% en el consumo residencial durante el mismo período. Durante los primeros seis meses de 2021, la demanda total aumentó un 4,8% y un 4,4% en comparación con los mismos períodos de 2020 y 2019, respectivamente. Asimismo, como consecuencia de los importantes retrasos en la recaudación de las distribuidoras, los grandes usuarios y los aportes del gobierno argentino, CAMMESA ha incrementado el tiempo de pago a los generadores en aproximadamente 40 días. Además, con respecto al marco regulatorio del programa Energía Base, CAMMESA suspendió el mecanismo de ajuste por inflación de la remuneración establecido por la Resolución SE 31/2020. Estas medidas han afectado y afectan la condición financiera del sector de generación de energía eléctrica y, de continuar agravándose, podrían afectar la cadena de pagos, dificultando el mantenimiento y poniendo en riesgo la disponibilidad de la capacidad instalada.

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Nuestras principales actividades han sido clasificadas como actividades esenciales por el gobierno, por lo que hemos podido seguir operando. Las medidas adoptadas por el gobierno no han tenido un impacto negativo importante en nuestros ingresos, en nuestra capacidad de cobrar en tiempo y forma, ni en el desarrollo de nuestros proyectos de expansión. Sin embargo, como resultado de las condiciones macroeconómicas adversas en Argentina durante 2019, hemos tenido dificultades para asegurar la financiación para completar nuestros proyectos de expansión. Estos proyectos de expansión debían comenzar en diciembre de 2020. El 2 de septiembre de 2019, los adjudicatarios bajo la Resolución SEE 287/2017 fueron autorizados a extender el plazo de los proyectos bajo la Resolución SRRYME 25/2019. Como resultado, actualmente esperamos que las operaciones comerciales de nuestro proyecto de expansión en Central Térmica Ezeiza comiencen durante el último trimestre de 2023 y en nuestra Central Térmica Modesto Maranzana durante 2024

La actividad principal de las Co-Emisoras ha sido clasificada como esencial por el Gobierno Nacional y, por lo tanto, las Co-Emisoras han continuado operando sin que esta situación afectara nuestros ingresos, y no hemos registrado un impacto significativo en el plazo de cobro de nuestra facturación. Asimismo, las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino no han tenido un impacto importante en el desarrollo de nuestros proyectos de expansión. Las mencionadas expansiones tenían como fecha comprometida de inicio diciembre 2020. Atendiendo la coyuntura macroeconómica adversa de argentina durante el 2019 y la dificultad de poder avanzar con financiamientos que permitan obtener los recursos para completar los proyectos, con fecha 2 de septiembre de 2019, los adjudicatarios bajo la Resolución SEE 287/2017 fueron autorizados a extender el plazo de los proyectos bajo la Resolución SRRYME 25/2019. Como resultado, actualmente las Co-Emisoras estiman que las operaciones comerciales del proyecto de expansión en Central Térmica Ezeiza comiencen durante el último trimestre de 2023 y en nuestra Central Térmica Modesto Maranzana durante el 2024.

El Grupo Albanesi continúa tomando medidas para mitigar los riesgos potenciales para los clientes, proveedores y empleados que representa la propagación de COVID-19. En esta línea, se ha actualizado e implementado un plan de pandemia en todas las empresas para abordar aspectos específicos del COVID-19 a través de protocolos de seguridad, respuesta de emergencia, continuidad del negocio y medidas de precaución. Asimismo, se han tomado precauciones adicionales para los empleados que trabajan en sus centrales eléctricas y ha implementado políticas de teletrabajo cuando fuera apropiado, enfocándose en proporcionar un servicio seguro e ininterrumpido a sus clientes, lo que incluye la adquisición de equipamientos físicos sólidos y la implementación de medidas de ciberseguridad para garantizar que sus sistemas sigan siendo funcionales con una fuerza laboral parcialmente remota. Al 31 de diciembre de 2020, no ha habido impacto adverso importante en las operaciones comerciales y el servicio al cliente debido al trabajo remoto.

Las Co-Emisoras no son beneficiarias de ningún programa creado por el Gobierno Argentino en el marco de la pandemia del virus COVID-19, incluyendo, sin limitación al Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y a la Producción para empleadores y trabajadores, creado por el Decreto Nº 332/2020, conforme a los plazos y requisitos dispuestos por la DECAD-2020-817-APN-JGM de fecha 17/05/2020 y mod.

El alcance final del brote de Coronavirus y su impacto en la economía global y del país es desconocido. Por lo tanto, no puede cuantificarse razonablemente en qué medida el Coronavirus y sus consecuencias en la economía afectarán a futuro el negocio del Grupo y los resultados de sus operaciones.

Oferta y demanda de electricidad en Argentina

Si bien gran parte de nuestros ingresos consolidados y de nuestro EBITDA Ajustado surge de pagos fijos por capacidad en virtud de los CCEE a largo plazo que celebramos con CAMMESA en virtud de la Resolución SE 220/2007 y SEE 21/2016, los cuales no varían en función de cambios en la demanda de energía eléctrica, los resultados de nuestras operaciones se han visto –y seguirán viéndose- afectados por los cambios en la oferta y demanda de electricidad en Argentina, en tanto la oferta y la demanda de electricidad tienen un impacto en la energía despachada, en los costos del combustible y, en última instancia, en los precios de la electricidad, así como en el crecimiento del sector energético en el mediano y en el largo plazo.

La demanda de electricidad depende en gran parte de las condiciones políticas y económicas oportunamente vigentes en Argentina además de factores estacionales. Desde marzo de 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 afectó a la demanda de energía, así como a la economía. En líneas generales, la

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demanda de electricidad varía en función de la tasa de crecimiento de la economía argentina ya que las empresas y las personas suelen consumir más energía y se encuentran en mejores condiciones de pagar las correspondientes facturas durante períodos de estabilidad o crecimiento económico. Es por ello que la demanda de energía se ve afectada por las medidas adoptadas por el gobierno argentino en materia económica, incluidas aquellas relativas a inflación, tasas de interés, controles de precios, controles del tipo de cambio, impuestos, tarifas energéticas y las regulaciones relacionadas con la pandemia de COVID-19. Después de la crisis económica de 2001 y 2002, la demanda de electricidad en Argentina registró un crecimiento constante todos los años, impulsado por una recuperación de la economía y el congelamiento de las tarifas. Las políticas y regulaciones del gobierno argentino en respuesta a la crisis se tradujeron en distorsiones en el mercado, especialmente en términos de precios, a lo largo de toda la cadena de valor del sector eléctrico (generación, transmisión y distribución). Estas distorsiones generaron una brecha entre la demanda y la oferta de electricidad en Argentina, especialmente desde el año 2012, llevando a cortes voluntarios y forzosos en el suministro de electricidad en épocas de mayor consumo estacional.

La administración de Mauricio Macri, con el fin de aumentar la capacidad instalada, aprobó las Resoluciones SEE 21/2016 y SEE 287/2017. Adicionalmente incentivó la instalación de energías renovables y se implementaron políticas tendientes a eliminar parcialmente las distorsiones de precios antes mencionadas, fundamentalmente mediante aumentos en el precio de la electricidad en el marco de la recomposición de tarifas principalmente para el consumo comercial y residencial. Como resultado de estas medidas, entre 2016 y 2019 se adjudicaron 3.138 MW bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 21/2016, 1.810 MW bajo el marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017 y 4.446,5 MW bajo los programas de energías renovables RenovAr. La capacidad adicional contribuyó a una reducción parcial de la brecha entre la demanda y la oferta de electricidad en Argentina.

Según lo informado por CAMMESA, la demanda de electricidad cayó 3,1% entre 2018 y 2019. Durante 2020, como consecuencia del impacto negativo del COVID-19, la demanda cayó 1,7% respecto a 2019. La caída estuvo explicada fundamentalmente por la industria que, por las restricciones asociadas al aislamiento social, preventivo y obligatorio, contrajo la demanda de energía en 11,5% para el período mencionado. Esta caída fue compensada parcialmente por la demanda residencial que, por el mismo motivo, se incrementó un 8,1%. En los seis meses terminados el 30 de junio de 2021, la demanda de electricidad aumentó un 4,8% en comparación con el mismo período de 2020.

Para mayor detalle ver la sección “Información de las Co-Emisoras—Descripción del sector en que se desarrolla su actividad—La industria eléctrica en Argentina y su regulación” .

Nuestra ampliación de capacidad

En 2018, las Co-Emisoras han finalizado las ampliaciones adjudicadas en 2016 y 2017 por un total de 460 MW. Asimismo, en el marco de la licitación pública bajo la Resolución SEE 287/2017, GEMSA fue adjudicada con nuevos CCEE con CAMMESA por un total de 351 MW que implicarán la instalación de 283 MW de nueva capacidad nominal en Central Térmica M. Maranzana (129 MW) y Central Térmica Ezeiza (154 MW), y la construcción de una nueva central de cogeneración de 133 MW en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. Dicha licitación pública tuvo como objetivo la mejora en la eficiencia del sistema de generación eléctrica, por lo que se focalizó en cierres de ciclos existentes y proyectos de cogeneración.

Para mayor detalle ver la sección “Información de las Co-Emisoras—Expansión de capacidad”.

Disponibilidad y despacho

Vendemos nuestra disponibilidad para la generación de capacidad y electricidad a CAMMESA de conformidad con CCEE a largo plazo en el marco de las Resoluciones SEE 21/2016 y SE 220/2007 y el régimen del programa Energía Base. También vendemos nuestra electricidad a grandes tomadores privados en el marco de Energía Plus.

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Central Eléctrica	Regulación	Tomador	MW de capacidad comprometid a (o utilizada en el caso de Energía Plus) por contrato/marc o regulatorio 135 70 45 90 100 46 46 93 46,5 40 45 30 116,7 55 55,5 140	Plazo	Moneda	Precio de Capacidad Comprometid a USD / MW por hora -- 3,50(4) 3,50(4) 21,82 23,50 30,00 28,39 30,00 28,39 3,50(4) 23,00 3,50(4) 17,18 43,72 26,40 3,50(4)	Precio de Energía USD/MWh(2) Plazo Contractual Restante Proveedor de Gas Natural(3)
Central Térmica M.Maranzana Energía Plus Energía Base Energía Base Res. 220/ 2007 Central Térmica Independencia Res. 220/ 2007 Central Térmica Independencia #1 Res. 21/2016 Central Térmica Independencia #2 Res. 21/2016 Central Térmica Ezeiza Res. 21/2016 Central Térmica Ezeiza #2 Res. 21/2016 Central Térmica Riojana Energía Base Res. 220/ 2007 Central Térmica La Banda(1) Energía Base Central Térmica Roca Res. 220/ 2007 Res. 220/ 2007 Generación Frías Res. 220/ 2007 Generación Rosario Energía Base		Privado CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA		1 a 2 años NA NA 10 años 10 años 10 años 10 años 10 años 10 años NA 10 años. NA 10 años 10 años 10 años NA	USD ARS ARS USD USD USD USD USD USD ARS USD ARS USD USD USD ARS		60,0 NA RGA 4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) NA CAMMESA 4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) NA CAMMESA 8,00 (gas) / 10,50 (gasoil) 6 años CAMMESA 7,52 (gas) / 7,97 (gasoil) 6 meses CAMMESA 8,50 (gas) / 10,00 (gasoil) 6 años CAMMESA 8,50 (gas) / 10,00 (gasoil) 6 años y 7 meses CAMMESA 8,50 (gas) / 10,00 (gasoil) 6 años CAMMESA 8,50 (gas) / 10,00 (gasoil) 6 años y 7 meses CAMMESA 4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) NA CAMMESA 11,44 (gas) / 15,34 (gasoil) 5 años y 11 meses CAMMESA 4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) NA CAMMESA 10,28 (gas) / 14,18 (gasoil) 1 año CAMMESA 5,38 (gas/gasoil) 7 años y 1 mes CAMMESA 10,83 (gas) / 11,63 (gasoil) 4 años y 5 meses CAMMESA 4,50 (gas) / 7,00 (gasoil) NA CAMMESA

(1) Tras el vencimiento, esperamos que la capacidad comprometida se venda bajo el programa Energía Base.

(2) Precio por electricidad vendida.

(3) El gasoil es suministrado por CAMMESA.

(4) El precio corresponde al promedio de 2021. Los precios de enero a junio están expresados en Pesos de conformidad con la Resolución SE 440/2021 y se convierten a Dólares al tipo de cambio aplicable el último día de cada mes

CAMMESA solicita el despacho de electricidad a las empresas generadoras en función de diferentes criterios, incluida la eficiencia de las centrales eléctricas, la falta de disponibilidad del sistema, la tensión de la red, la disponibilidad de combustible y la ubicación de la demanda, entre otros factores.

Precios de la electricidad

Durante el semestre finalizado el 30 de junio de 2021, en virtud de los CCEE que celebramos en virtud del marco regulatorio dispuesto por la Resolución SE 220/2007 y la Resolución SEE 21/2016, el precio fijo promedio ponderado de MW por hora por la disponibilidad de energía comprometida por contrato fue de USD 26,0.

Bajo el marco de la Resolución SE 220/2007, el precio fijo de capacidad se negoció con CAMMESA al momento de celebrar los contratos en base al del monto de la inversión, tipo y eficiencia de la tecnología instalada, y disponibilidad de energía comprometida por contrato de acuerdo a las condiciones en las que operará la turbina. Bajo el marco de la Resolución SEE 21/2016, el precio fijo de capacidad fue aquél establecido en la oferta presentada por la compañía en el proceso de licitación llevado a cabo.

Para el año terminado el 31 de diciembre de 2020 y por los seis meses terminados el 30 de junio de 2021, bajo los CCEE con tomadores privados bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus, el precio monómico promedio por MWh fue de U$S 60. Los contratos de compraventa de energía que celebramos en virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus comúnmente tienen plazos de entre uno y dos años y se trata de contratos que no contemplan la modalidad “ take or pay ”. Asimismo, de acuerdo a lo estipulado bajo el marco regulatorio del programa Energía Base y su reciente modificación bajo la Resolución 31/2020 los precios

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de potencia y energía se pesificaron. Al 31 de diciembre de 2020 y al 30 de junio de 2021, el precio promedio ponderado de MW por hora de nuestra disponibilidad de potencia comprometida en virtud de dichos acuerdos expresados en USD y ARS es de USD 4,05 / ARS 431, y USD 3,50 / ARS 556,0, respectivamente. El precio por MWh de la electricidad efectivamente despachada se actualizó en el caso de utilizar gas a USD 4,57 / ARS 324, y Ps USD 4,50 / ARS 418, respectivamente, y utilizando gasoil a USD 7,1/ ARS 504, y USD 7,0 / ARS 650,0, respectivamente, (en cada caso, sin incluir el combustible, el cual suministra CAMMESA).

La siguiente tabla presenta los precios promedio ponderado de nuestra capacidad o energía despachada, según corresponda, para los períodos señalados.

Resolución SEE 21/2016 Precio de capacidad (USD / MW por hora) Precio de energía USD/MWh(1)(2) Resolución SE 220/2007 Precio de capacidad (USD / MW por hora) ................ Precio de energía USD/MWh(1)(2) ................................ Energía Plus(3) ............................................................... Energía Base(4) (5) Precio de capacidad (USD / MW por hora) ................ Precio de energía USD/MWh(1) (4) ...........................	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 29,39 29,36 29,36 8,50 8,50 8,50 22,56 24,09 24,09 9,07 8,75 8,75 74,90 67,40 60,00 9.59 8.56 4,05 7,00 5,40 4,57	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 2019 2020 29,39 29,36 29,36 8,50 8,50 8,50 22,56 24,09 24,09 9,07 8,75 8,75 74,90 67,40 60,00 9.59 8.56 4,05 7,00 5,40 4,57	Para los seis meses terminados el 30 de junio
	2018 29,39 8,50 22,56 9,07 74,90 9.59 7,00	2019 29,36 8,50 24,09 8,75 67,40 8.56 5,40	2021
			29,36 8,50 24,28 8,75 60,00 3,50 4,50

(1) Precio por electricidad vendida.

(2) Precio promedio por MW calculado bajo el supuesto de generación por combustión de gas natural.

(3) Calculado como el promedio simple de todos los contratos de compraventa de energía en vigencia conforme a este marco regulatorio. (4) Precio promedio por MW calculado bajo el supuesto de generación por combustión de gas natural correspondiente a Central Térmica M. Maranzana, Central Térmica La Banda, Central Térmica Riojana y GROSA.

(5) Desde febrero 2020 los precios por MW son en Pesos de acuerdo a la Res 31/20 y están dolarizados al tipo de cambio oficial de cierre de cada mes respectivamente.

Fluctuaciones del tipo de cambio

A partir de febrero de 2017, todas las tasas contempladas en nuestros CCEE se denominan en Dólares Estadounidenses y se pagan en Pesos. En virtud del marco regulatorio dispuesto por las resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016, incluso en los contratos firmados bajo la Resolución SEE 287/2017, las tasas denominadas en Dólares Estadounidenses se convierten a Pesos al tipo de cambio publicado por el BCRA de conformidad con la Comunicación “A” 3500 el cuadragésimo segundo día hábil siguiente a la fecha de la factura en vez de a la fecha efectiva de pago. En caso que CAMMESA realice los pagos en un plazo superior a la fecha de vencimiento, fluctuaciones en el tipo de cambio podrían tener un impacto negativo en nuestros resultados en la medida en que exista una devaluación del Peso entre la fecha de vencimiento y la fecha efectiva de pago. Asimismo, los agentes generadores son remunerados con intereses compensatorios por la mora incurrida.

En el marco del programa Energía Plus, las facturas expresadas en Dólares Estadounidenses se pagan en Pesos al tipo de cambio al cierre del Banco de la Nación Argentina vigente el día anterior al pago efectivo de las facturas. Los ciclos de facturación y cobro en el marco del programa Energía Plus son significativamente más cortos, lo cual disminuye el impacto negativo generado por fluctuaciones en el tipo de cambio.

Una parte importante de nuestros costos operativos y de nuestra deuda se denomina en Dólares Estadounidenses, lo cual creemos genera una cobertura natural frente a fluctuaciones en el tipo de cambio.

Nuestros resultados operativos se han visto –y continuarán viéndose- afectados por la fluctuación del tipo de cambio del Peso en relación con el Dólar Estadounidense. La depreciación del Peso se traduce en mayores ingresos en Pesos correspondiente a las tasas denominadas en Dólares Estadounidenses. Sin embargo, tal devaluación tiene un impacto negativo en el resultado neto de nuestros activos financieros denominados en Pesos.

Facturación y cobro

En virtud de los procedimientos estipulados por CAMMESA tenemos derecho a recibir los pagos al tercer día hábil posterior al cual CAMMESA recibe el pago de los agentes deudores (Distribuidoras, Grandes Usuarios). Dichos agentes deudores tienen un plazo de pago estipulado regulatoriamente en 39 días. En un

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

178

escenario normalizado los agentes acreedores (generadores de energía) deberían recibir pagos a los 41 días del cierre de la transacción económica mensual que ocurre el primer día de cada mes.

En virtud de los CCEE que celebramos conforme al marco regulatorio dispuesto por la Resolución SEE 21/2016 se estableció la prioridad sobre la Resolución SEE 19/2017 y la SE 220/2007. Por su parte, en virtud de los CCEE que celebramos conforme al marco regulatorio dispuesto por la Resolución SE 220/2007 se estableció la prioridad sobre la Resolución SEE 19/2017. En los últimos años, debido a las condiciones regulatorias en el sector eléctrico argentino que afectaron la rentabilidad y viabilidad económica de los servicios públicos de energía, algunos agentes del MEM incumplieron con sus pagos a CAMMESA, lo cual afectó la capacidad de CAMMESA de cumplir con sus obligaciones de pago a las empresas generadoras de electricidad, entre las que nos encontramos. Debido a que los pagos de CAMMESA se efectivizan en Pesos, toda demora en su pago genera un riesgo cambiario dado que las facturas se expresan en Dólares Estadounidenses, conforme se describe en “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina—Las fluctuaciones en el valor del peso argentino podrían afectar negativamente la economía argentina” . Asimismo, tales demoras en el pago pueden traducirse en mayores requerimientos de capital circulante que el que comúnmente necesitaríamos para financiar con fuentes propias.

En virtud de los CCEE que celebramos conforme al marco regulatorio del programa Energía Plus, comúnmente emitimos facturas en forma mensual y el correspondiente tomador las cancela entre los 20 y 30 días desde su emisión. Nuestras tasas y facturas se emiten en Dólares Estadounidenses, pero se cancelan en Pesos, siendo el tomador quien suele cubrir cualquier fluctuación en el tipo de cambio que resulte de cualquier mora en el pago.

Si bien los plazos de pago de CAMMESA empeoraron desde octubre de 2019, el surgimiento y la propagación de un virus denominado "Coronavirus" (o COVID-19) hacia fines del año 2019, ha profundizado esta tendencia. Producto de importantes demoras en la cobranza a distribuidoras, grandes usuarios y contribuciones del Tesoro Nacional, CAMMESA ha incrementado los plazos de pago a las generadoras y productoras de hidrocarburos. Para el semestre finalizado el 30 de junio de 2021, los plazos se han estabilizado en torno a los 81 días. A continuación, se expone un gráfico con el ciclo de pago de CAMMESA en términos de la cantidad de días que CAMMESA tardó en cancelar los saldos cada mes desde octubre de 2019 hasta junio de 2021.

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4. Análisis de Riesgos de Mercado

Estamos expuestos a riesgos de mercado principalmente en materia de tasa de interés, fluctuaciones en el tipo de cambio y precios de los commodities , lo cual podría tener un impacto negativo en el valor de nuestros activos y pasivos financieros o en nuestros ingresos. Ver la nota 4 a nuestros estados financieros combinados al 31 de diciembre de 2020 auditados. A la fecha del presente Prospecto, no tenemos instrumentos financieros derivados.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

179

Riesgo por fluctuaciones en el tipo de cambio

Al 31 de diciembre de 2020, teníamos una deuda financiera denominada en Dólares Estadounidenses de $47.935.171 miles (U$S 569.640 miles). Una depreciación del 1% del Peso respecto del Dólar Estadounidense, luego del impacto de dicha fluctuación en nuestros activos y pasivos financieros expresados en moneda extranjera, resultaría en una pérdida de aproximadamente $479.352 miles.

Riesgo por cambios en la tasa de interés

Al 31 de diciembre de 2020, teníamos una deuda financiera de $6.455.621 miles (USD 76.716 miles) sujeta a tasa de interés variable. Un incremento de 100 puntos básicos en la tasa de interés aplicable a dicho endeudamiento hubiese incrementado los servicios de deuda pagaderos en los últimos 12 meses en aproximadamente $64.556 miles.

Riesgo por cambios en el precio de los commodities

Durante el año 2015, los resultados de nuestros negocios vinculados a la generación de energía conforman prácticamente la totalidad de todo nuestro EBITDA Ajustado. En virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus, tenemos la obligación de obtener nuestro combustible, principalmente gas natural. En abril de 2016, la Secretaría de Energía promulgó la Resolución SE 41/2016 que aumentó el precio del gas natural en aproximadamente un 80%. Este incremento en el precio impactó negativamente en nuestro EBITDA Ajustado derivado del marco regulatorio del programa Energía Plus. Actualmente no contamos con ningún tipo de cobertura frente a una baja en el precio de la energía o aumento del gas. A diferencia de la Resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016, en virtud del marco regulatorio del programa Energía Plus, no trasladamos el costo del combustible a CAMMESA.

II. ANTECEDENTES FINANCIEROS DE GEMSA

El siguiente apartado se encuentra basado en los Estados Financieros de GEMSA y deberá leerse en forma conjunta con ellos. El siguiente apartado contiene declaraciones hacia el futuro que reflejan nuestros planes, estimaciones y consideraciones. Nuestros resultados reales podrían diferir significativamente de los tratados en las declaraciones hacia el futuro. Los factores que podrían causar o contribuir a estas diferencias incluyen los que se discuten a continuación y en otros apartados del presente Prospecto, particularmente en el apartado denominado “Factores de Riesgo”.

a) ESTADOS FINANCIEROS

Bases de preparación y presentación de los estados financieros

Los Estados Financieros de GEMSA, están expresados en Pesos, y son confeccionados conforme a las normas financieras de exposición y valuación contenidas en las RT N°26 y N° 29 y sus modificaciones de la FACPCE que adoptan de las NIIF, incluyendo la NIC 34 “Información financiera intermedia” emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, según sus siglas en inglés) e Interpretaciones del CINIIF, y de acuerdo con las resoluciones emitidas por la CNV.

Estimaciones financieras

La preparación de estados financieros a una fecha determinada requiere que la gerencia de una sociedad realice estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados, y los activos y pasivos contingentes revelados a dicha fecha, como así también los ingresos y egresos registrados en el ejercicio. La gerencia de GEMSA realiza estimaciones para poder calcular a un momento dado, por ejemplo, la previsión para deudores incobrables, las depreciaciones, el valor recuperable de los activos, el cargo por impuesto a las ganancias, las provisiones para contingencias, y el reconocimiento de ingresos. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los correspondientes estados financieros.

Consideración de los efectos de la inflación

Los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020 y 2019, han sido auditados. Para el presente Prospecto, los mismos fueron actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020. La información al 31 de diciembre de 2018, surge del comparativo de los Estados Financieros auditados al 31 de diciembre de 2019, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

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180

Información comparativa

La información correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 surge de los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020 (auditados) de GEMSA con fecha 16 de marzo de 2021, a disposición de los inversores en AIF bajo el ID 2723298, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 surge de los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2019 (auditados) de GEMSA con fecha 10 de marzo de 2020, a disposición de los inversores en AIF bajo el ID 2586959, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales

La siguiente tabla presenta los resultados de operaciones de GEMSA correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020.

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2018	2019	2020
(en miles depesos)
14.661.952 14.985.098 13.435.215 (6.844.284) (6.026.354) (5.121.081)
7.817.668 8.958.745 8.314.134
(54.823) (3.429) (1.429) (389.572) (407.088) (393.153) (585.833) 3.906 55.960
6.787.440 8.552.133 7.975.512
459.913 1.227.075 1.621.296 (3.386.039) (3.727.977) (4.998.610) (6.068.822) (139.069) (675.389)
(8.994.948) (2.639.971) (4.052.703)
(2.207.508) 5.912.162 3.922.809
457.652 (4.363.073) (2.008.284)
(1.749.856) 1.549.089 1.914.525
(2.364) (5.484) 2.361 9.600.759 (3.525.175) (61.088) (2.399.599) 882.665 14.682
7.198.796 (2.647.995) (44.045)
5.448.940 (1.098.905) 1.870.480

Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta el estado de situación patrimonial de GEMSA al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

181

Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de
2018	2019	2020
(en miles depesos)
50.310.717 53.542.333 57.076.720 272 177 80 131.522 3.789.501 5.186.535 122.411 - -
50.564.923 57.332.011 62.263.334
225.462 294.521 230.547 3.286.506 2.667.058 3.196.844 528.511 - - 3.357.581 4.136.339 3.574.782 646.947 1.196.911 1.872.408
8.045.008 8.294.829 8.874.581
58.609.930 65.626.840 71.137.915
138.172 138.172 138.172 1.687.290 1.687.290 1.687.290 1.666.917 1.666.917 1.666.917 75.594 75.594 75.594 1.258.475 1.258.475 1.258.475 4.553.106 4.380.029 4.141.063 7.200.569 4.282.972 4.003.486 4.922 - - (1.773) (5.886) (4.115) (2.879.096) (878.292) 1.508.870
13.704.177 12.605.271 14.475.751
9.392 - - 4.425.687 7.906.095 9.899.697 24.035 33.881 40.480 27.295.125 31.202.198 30.473.603 2.441.064 1.995.956 2.661.355
34.195.303 41.138.130 43.075.136
1.985 502 - 25.804 223.400 373.442 95.738 107.532 105.168 3.985 3.919 695 - - 25.500 5.427.769 5.266.637 8.234.028 5.155.170 6.281.449 4.848.194
10.710.451 11.883.439 13.587.028
44.905.754 53.021.569 56.662.164
58.609.930 65.626.840 71.137.915

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

182

Estado de Cambios en el Patrimonio

La siguiente tabla presenta el estado de cambios en el patrimonio de GEMSA al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

==> picture [327 x 168] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Capital Social 138.172 138.172 138.172
Ajuste de capital 1.687.290 1.687.290 1.687.290
Prima de emisión 1.666.917 1.666.917 1.666.917
Reserva legal 75.594 75.594 75.594
Reserva facultativa 1.258.475 1.258.475 1.258.475
Reserva especial RG 777/18 4.553.106 4.380.029 4.141.063
Reserva por revalúo técnico 7.200.569 4.282.972 4.003.486
Reserva especial 4.922 - -
Otros resultados integrales (1.773) (5.886) (4.115)
Resultados no asignados (2.879.096) (878.292) 1.508.870
Total del patrimonio 13.704.177 12.605.271 14.475.751
----- End of picture text -----

(1) Información no auditada.

Estado de Flujo de Efectivo

La siguiente tabla presenta el estado de flujo de efectivo de GEMSA al 31 de diciembre de 2020, 2019

y 2018.

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre
2018	2019	2020
(en miles depesos)
261.640 646.947 1.196.911 4.180.705 7.045.211 8.488.315 (3.508.298) (6.710.358) (3.499.140) (470.038) (285.107) (3.946.354) 113.661 364.826 (374.432) 69.276 135.392 7.107 646.947 1.196.911 1.872.408

Otra información contable (expresada en miles de Pesos)

En la siguiente tabla se concilia nuestro EBITDA Ajustado con nuestros resultados operativos en virtud de las NIIF, para los ejercicios indicados:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2018	2019	2020
(en miles depesos)
6.787.440 8.552.133 7.975.512 1.887.547 2.035.305 2.136.573 593.311 - -
9.268.298 10.587.438 10.112.085

(1) Resultados no recurrentes y gastos correspondientes al ejercicio del 31 de diciembre de 2018, corresponde a la penalidad de CAMMESA por la puesta en marcha de los proyectos.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

183

b) INDICADORES FINANCIEROS

La siguiente tabla muestra información complementaria seleccionada consolidada no ajustada a las NIIF de GEMSA para los ejercicios indicados.

==> picture [385 x 343] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 2020
Liquidez ( Activo corriente / Pasivo corriente ) 0,70 0,65 0,65
Solvencia ( Patrimonio / Pasivo ) 0,24 0,26 0,26
Inmovilización de capital ( Activo no corriente
0,87 0,88 0,88
/ Activo total )
Rentabilidad financiera ( Resultado del ejercicio
anualizado / Patrimonio promedio ) (No 11,78% 14,14% 14,14%
auditado)
Rentabilidad del activo ( Resultado del ejercicio
(12,77%) 12,29% 13,23%
anualizado / Patrimonio )
Endeudamiento ( Deudas financieras netas de
efectivo y equivalentes de efectivo / EBITDA 3,53 3,44 3,83
ajustado anualizado ) (No auditado)
Ratio de cobertura de intereses ( EBITDA
ajustado anualizado/ intereses financieros 2,41 2,91 2,20
devengados anualizados ) (No auditado)
Margen EBITDA ( EBITDA ajustado
0,63 0,71 0,75
anualizado / Ventas anualizadas ) (No auditado)
----- End of picture text -----

c) CAPITALIZACION Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro establece el efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de GEMSA para los ejercicios indicados.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

184

==> picture [340 x 266] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo 646.947 1.196.911 1.872.408
Deudas financieras corrientes
Sin Garantía 3.239.952 2.118.738 2.202.992
Con Garantía 2.187.817 3.147.899 6.031.036
Total deudas financieras corrientes 5.427.769 5.266.637 8.234.028
Deudas financieras no corrientes
Sin Garantía 5.094.878 533.741 35.384
Con Garantía 22.200.247 30.668.457 30.438.219
Total deudas financieras no corrientes 27.295.125 31.202.198 30.473.603
Endeudamiento total 32.722.894 36.468.835 38.707.631
Patrimonio 13.704.177 12.605.271 14.475.751
Capitalización y Endeudamiento 46.427.071 49.074.106 53.183.382
----- End of picture text -----

El siguiente cuadro refleja la composición del rubro préstamos de las deudas financieras tanto corrientes como no corrientes en Pesos al:

==> picture [389 x 136] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2018 2019 2020
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
CAMMESA AR$ 12.717 - -
Arrendamiento financiero AR$ 195.360 140.057 91.283
Préstamo sindicado AR$ 2.054.441 543.459 177.812
Contrato de crédito USD 2.072.214 1.329.710 1.535.409
Obligaciones Negociables AR$ y USD 5.680.944 10.701.378 11.373.353
Bono internacional USD 21.893.607 22.567.668 23.303.587
Otros Préstamos Bancarios AR$ y USD 813.611 765.650 552.876
Sociedades relacionadas AR$ - 420.913 1.673.312
Total deuda 32.722.894 36.468.835 38.707.631
----- End of picture text -----

d) CAPITAL SOCIAL

A la fecha de este Prospecto, el capital social de GEMSA es de $138.172.150, representado por 138.172.150 acciones clase única de V/N $1 y de 1 voto por acción, las cuales se encuentran totalmente integradas. Las acciones de GEMSA no se encuentran autorizadas a la oferta pública.

El 18 de octubre de 2016 la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de GEMSA decidió aumentar el capital social en la suma de $12.518.070, quedando el mismo en la suma informada de $138.172.150, encontrándose inscripta en la Inspección General de Justica en el N° 5168 L° 83, T° - de sociedad por acciones en la fecha 17 de marzo de 2017.

e) CAMBIOS SIGNIFICATIVOS

Ver “ Antecedentes Financieros del Garante – Cambios Significativos

f) RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Resultados Operativo

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185

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Ventas

Las ventas netas descendieron a $13.435,2 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, comparado con los $14.985,1 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale una diminución de $1.549,9 millones (o 10%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la venta de energía fue de 929 GW, lo que representa una disminución del 45% comparado con los 1.701 GW para el ejercicio 2019.

==> picture [448 x 112] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2019 2020 Var. Var. %
GW
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 335 123 (212) (63%)
Venta de energía Plus 566 467 (99) (17%)
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 220 157 (63) (29%)
Venta de energía Res. 21 580 182 (398) (69%)
1.701 929 (772) (45%)
----- End of picture text -----

A continuación, se incluyen las ventas para cada mercado:

==> picture [448 x 111] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 5.285.665,3 5.532.203,8 246.538,4 5%
Venta de energía Plus 3.206.132,0 2.318.155,7 (887.976,3) (28%)
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 693.414,5 515.868,0 (177.546,5) (26%)
Venta de energía Res. 21 5.799.886,6 5.068.987,5 (730.899,1) (13%)
14.985.098,4 13.435.214,9 (1.549.883,5) (10%)
----- End of picture text -----

(i) $2.318,2 millones por ventas de Energía Plus, lo que representó una disminución del 28% respecto de los $3.206,1 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe al que los GW de energía vendida fue menor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respecto el mismo ejercicio de 2019.
(ii) $5.532,2 millones por ventas de energía Res. 220/07, lo que representó un aumento del 5% respecto de los $5.285,7 millones del ejercicio 2019.
(iii) $515,9 millones por ventas de energía bajo Res. 95 y más Spot, lo que representó una disminución del 26% respecto de los $693,4 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe a los cambios en el esquema remunerativo de la Energía Base o spot (Res. SE N° 31), con efecto desde febrero de 2020. Esta resolución dispuso la denominación de la remuneración en Pesos y reducciones en términos reales a los precios por potencia. Asimismo, ante la suspensión de los ajustes mensuales por IPC e IPIM estipulados en dicha Res., las reducciones sobre los precios de potencia se exacerbaron debido a la depreciación del peso en un 41%.
(iv) $5.069,0 millones por ventas de energía bajo Res.21, lo que representó una disminución del 13% respecto de los $ 5.799,9 millones para el mismo ejercicio de 2019. Esto se debe al que los GW de energía vendida fue menor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respecto el mismo ejercicio de 2019.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de $5.121,1 millones comparado con $6.026,4 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $905,3 millones (o 15%).

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186

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (2.073.279,7) (686.472,5) 1.386.807,3 (67%)
Consumo de gas y gasoil de planta (149.987,9) (1.142.611,1) (992.623,3) 662%
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (435.931,7) (421.359,4) 14.572,3 (3%)
Plan de beneficios definidos (9.401,3) (6.087,6) 3.313,7 (35%)
Servicios de mantenimiento (1.127.781,1) (538.180,4) 589.600,6 (52%)
Depreciación de propiedades, planta y equipo (2.035.304,5) (2.136.572,9) (101.268,4) 5%
Seguros (106.342,4) (115.869,7) (9.527,2) 9%
Impuestos, tasas y contribuciones (42.173,8) (32.338,0) 9.835,8 (23%)
Otros (46.151,5) (41.589,8) 4.561,7 (10%)
Costo de ventas (6.026.353,9) (5.121.081,4) 905.272,5 (15%)
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales costos de venta de la Sociedad en millones de Pesos, así como su comportamiento durante el ejercicio en comparación con el ejercicio anterior:

(i) $686,5 millones por compras de energía eléctrica, lo que representó una disminución del 67% respecto de $2.073,3 millones para el ejercicio 2019, debido a la menor venta de GW de Energía Plus.
(ii) $1.142,6 millones por costo de consumo de gas y gasoil de planta, lo que representó un aumento del 662% respecto de los $150,0 millones para el ejercicio 2019.
(iii) $538,2 millones por servicios de mantenimiento, lo que representó una disminución del 52% respecto de los $1.127,8 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe principalmente a cambios en las condiciones de los contratos de mantenimiento.
(iv) $2.136,6 millones por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó un aumento del 5% respecto de los $2.035,3 millones para el ejercicio 2019.
(v) $421,4 millones por sueldos y jornales y contribuciones sociales, lo que representó una disminución del 3% respecto de los $435,9 millones para el ejercicio 2019.
(vi) $115,9 millones por seguros, lo que representó un aumento del 9% respecto de los $106,3 millones del ejercicio 2019.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 arrojó una ganancia de $8.314,1 millones, comparado con una ganancia de $8.958,7 millones para el ejercicio 2019, representando una disminución del 7%.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $1,4 millones, comparado con los $3,4 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale variación de $2,0 millones (o 59%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2019	2020	Var.	Var. %
(3.318,3) (1.428,6) (111,0) - (3.429,4) (1.428,6) (en miles de pesos)		1.889,7 (57%) 111,0 (100%)
		2.000,8 (58%)

Gastos de administración

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187

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 descendieron a $393,2 millones, comparado con los $407,1 millones para el ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $13,9 millones (o 3%).

Sueldos, cargas sociales y beneficios al personal Honorarios y retribuciones por servicios Viajes y movilidad y gastos de representación Alquileres Gastos de oficina Donaciones Otros Gastos de administración	2019 2020 (83.149,1) (59.480,8) (282.060,0) (269.619,3) (17.569,0) (773,2) (10.462,6) (10.613,5) (6.747,5) (5.814,4) (1.003,4) (38.117,4) (6.096,1) (8.734,2) (407.087,7) (393.152,7) Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de: (en miles de pesos)
		Var.	Var. %
		23.668,3 (28%) 12.440,8 (4%) 16.795,7 (96%) (150,8) 1% 933,1 (14%) (37.114,0) 3699% (2.638,0) 43%
		13.935,0 (3%)

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

(i) $269,6 millones de honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó una disminución del 4% respecto de los $282,1 millones del ejercicio anterior.
(ii) $10,6 millones de alquileres, lo que representó un aumento del 1% respecto de los $10,5 millones del ejercicio anterior.
(iii) $59,5 millones por sueldos y jornales y contribuciones sociales, lo que representó una disminución del 28% respecto de los $83,1 millones para el mismo ejercicio de 2019.
(iv) $38,1 millones por donaciones, lo que representó un aumento del 3710% respecto de los $1,0 millones para el mismo ejercicio de 2019. Principalmente debido a donaciones a la Cruz Roja Argentina del programa #ArgentinaNosNecesita

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $7.975,5 millones, comparado con una ganancia de $8.552,1 millones para el para el ejercicio 2019, representando una disminución del 7%.

Resultados financieros

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 totalizaron una pérdida de $4.052,7 millones, comparado con una pérdida de $2.640,0 millones para el ejercicio 2019, representando una disminución del 54%.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Intereses comerciales ganados 184.812,6 509.622,6 324.810,0 176%
Intereses por préstamos (2.087.472,4) (3.234.793,6) (1.147.321,2) 55%
Intereses comerciales y fiscales perdidos (593.358,8) (640.615,8) (47.256,9) 8%
Gastos y comisiones bancarias (4.883,2) (11.527,3) (6.644,1) 136%
Diferencia de cambio neta (14.357.611,5) (10.885.727,1) 3.471.884,5 (24%)
RECPAM 14.687.925,5 10.465.340,3 (4.222.585,2) (29%)
Otros resultados financieros (469.382,7) (255.002,6) 214.380,0 (46%)
Resultados financieros y por tenencia, netos (2.639.970,6) (4.052.703,5) (1.412.732,9) 54%
----- End of picture text -----

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

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188

(i) $3.234,8 millones de pérdida por intereses financieros, lo que representó un aumento del 55% respecto de los $2.087,5 millones de pérdida para el ejercicio 2019 producto de un aumento de la deuda financiera generado por los proyectos de inversión y por deuda intercompany otorgada.
(ii) $255,0 millones de pérdida por otros resultados financieros, lo que representó una disminución del 46% respecto de los $469,4 millones de pérdida del ejercicio anterior.
(iii) $10.885,7 millones de pérdida por diferencias de cambio netas, lo que representó una disminución del 24% respecto de los $14.357,6 millones de pérdida del ejercicio anterior. La variación se debe, principalmente, a que en el ejercicio 2019 el aumento del tipo de cambio fue mayor al aumento del ejercicio 2020. Esto se debe a que la devaluación fue de 41% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y de 59% para el ejercicio 2019.
(iv) $10.465,3 millones de ganancia por RECPAM, lo que representó una disminución de 29% respecto de los $14.687,9 millones de ganancia del ejercicio anterior. La variación se debe al efecto de la reexpresión por el IPC de los resultados correspondientes al ejercicio 2020. Siendo el aumento de inflación del 53,8% en el 2019 comparado con el 36% del 2020.

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $3.922,8 millones, comparada con una ganancia de $5.912,1 millones para el ejercicio anterior, lo que representa una disminución del 34%.

El resultado de impuesto a las ganancias fue de $2.008,3 millones de pérdida para el ejercicio actual en comparación con los $4.363,0 millones de pérdida del ejercicio anterior.

Resultado neto

El resultado neto correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $1.914,5 millones, comparada con los $1.549,1 millones de ganancia para el ejercicio 2019, lo que representa un aumento del 24%.

Resultados integrales

Los otros resultados integrales del ejercicio fueron de $44,0 millones negativos para el ejercicio 2020, representando una disminución del 98% respecto del mismo ejercicio de 2019, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias, como también el plan de pensiones.

El resultado integral total del ejercicio es una ganancia de $1.870,5 millones, representando una disminución de 270% respecto de la pérdida integral del mismo ejercicio de 2019, de $1.098,9 millones.

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $14.985,1 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, comparado con los $10.769,7 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale un aumento de $4.215,4 millones (o 39%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la venta de energía fue de 1.701 GW, lo que representa un aumento del 9% comparado con los 1.565 GW para el ejercicio 2018.

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189

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
537 335 673 566 162 220 193 580 1.565 1.701 GW		(202) (38%) (107) (16%) 58 36% 387 201%
		136 9%

A continuación, se incluyen las ventas para cada mercado:

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 6.321.279,3 5.285.665,3 (1.035.614,0) (16%)
Venta de energía Plus 3.594.527,8 3.206.132,0 (388.395,8) (11%)
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 1.223.478,3 693.414,5 (530.063,8) (43%)
Venta de energía Res. 21 3.522.666,6 5.799.886,6 2.277.220,0 65%
14.661.952,0 14.985.098,4 323.146,4 2%
----- End of picture text -----

(i) $3.206,1 millones por ventas de Energía Plus, lo que representó una disminución del 11% respecto de los $3.594,5 millones para el ejercicio 2018.
(ii) $5.285,6 millones por ventas de energía Res. 220/07, lo que representó una disminución del 16% respecto de los $6.321,3 millones del ejercicio 2018.
(iii) $693,4 millones por ventas de energía bajo Res. 95 y más Spot, lo que representó una disminución del 23% respecto de los $1.223,5 millones para el ejercicio 2018, producto de la aplicación de la Resolución SRRyME 01/2019 que estableció nuevos mecanismos de remuneración.
(iv) $5.799,9 millones por ventas de energía bajo Res.21, lo que representó un aumento del 65% respecto de los $3.522,7 millones para el mismo ejercicio de 2018.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue de $6.026,3 millones comparado con $6.844,3 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a una disminución de $818,0 millones (o 12%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
(2.659.698,5) (2.073.279,7) (771.176,7) (149.987,9) (346.711,1) (435.931,7) (29.032,5) (9.401,3) (954.648,1) (1.127.781,1) (1.887.546,7) (2.035.304,5) (101.146,6) (106.342,4) (37.687,8) (42.173,8) (56.635,8) (46.151,5) (6.844.283,9) (6.026.353,9) (en miles de pesos)		586.418,8 (22%) 621.188,9 (81%) (89.220,6) 26% 19.631,2 (68%) (173.132,9) 18% (147.757,8) 8% (5.195,8) 5% (4.486,0) 12% 10.484,3 (19%)
		817.930,1 (12%)

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190

A continuación, se describen los principales costos de venta de la Sociedad en millones de Pesos, así como su comportamiento durante el ejercicio en comparación con el ejercicio anterior:

(i) $2.073,3 millones por compras de energía eléctrica, lo que representó una disminución del 22% respecto de $2.649,7 millones para el ejercicio 2018, debido a la menor venta de GW de Energía Plus.
(ii) $150,0 millones por costo de consumo de gas y gasoil de planta, lo que representó una disminución del 81% respecto de los $771,2 millones para el ejercicio 2018.
(iii) $1.127,8 millones por servicios de mantenimiento, lo que representó un aumento del 18% respecto de los $954,6 millones para el ejercicio 2018. Esta variación se debió a la variación del tipo de cambio del dólar y la puesta en marcha de nuevas turbinas.
(iv) $2.035,3 millones por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó un aumento del 8% respecto de los $1.887,5 millones para el ejercicio 2018. Esta variación se origina principalmente en el mayor valor de amortización en los rubros edificios, instalaciones y maquinarias como consecuencia de la revaluación de los mismos en 2019 y 2018.
(v) $436,0 millones por sueldos y jornales y contribuciones sociales, lo que representó un aumento del 26% respecto de los $346,7 millones para el ejercicio 2018.
(vi) $106,3 millones por seguros, lo que representó un aumento del 5% respecto de los $101,1 millones del ejercicio 2018.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 arrojó una ganancia de $8.958,7 millones, comparado con una ganancia de $7.817,7 millones para el ejercicio 2018, representando una ganancia del 15%. Esto se debe a la variación en el tipo de cambio y la habilitación comercial de nuevas turbinas.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $3,4 millones, comparado con los $54,8 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale variación de $51,4 millones (o 94%).

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
2018	2019	Var.	Var. %
(9.895,8) (3.318,3) (45.028,9) - 102,1 (111,0) (54.822,6) (3.429,4) (en miles de pesos)		6.577,4 (66%) 45.028,9 (100%) (213,1) (209%)
		51.393,2 (94%)

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 ascendieron a $299,0 millones, comparado con los $286,2 millones para el ejercicio 2018, lo que equivale a un incremento de $12,8 millones (o 4 %).

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191

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Sueldos, cargas sociales y beneficios al personal (55.170,4) (83.149,1) (27.978,7) 51%
Honorarios y retribuciones por servicios (290.079,4) (282.060,0) 8.019,3 (3%)
Honorarios directores (659,8) - 659,8 (100%)
Viajes y movilidad y gastos de representación (9.741,4) (17.569,0) (7.827,6) 80%
Alquileres (12.700,9) (10.462,6) 2.238,3 (18%)
Gastos de oficina (8.147,6) (6.747,5) 1.400,1 (17%)
Donaciones (20,4) (1.003,4) (983,0) 4825%
Otros (13.052,5) (6.096,1) 6.956,4 (53%)
Gastos de administración (389.572,3) (407.087,7) (17.515,4) 4%
----- End of picture text -----

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

(i) $282,0 millones de honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó una disminución del 3% respecto de los $290,0 millones del ejercicio anterior.
(ii) $10,5 millones de alquileres, lo que representó una disminución del 17% respecto de los $12,7 millones del ejercicio anterior.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue una ganancia de $8.552,1 millones, comparado con una ganancia de $6.787,4 millones para el para el ejercicio 2018, representando un aumento del 26%.

Resultados financieros y por tenencia

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 totalizaron una pérdida de $2.640,0 millones, comparado con una pérdida de $8.995,0 millones para el ejercicio 2018, representando una disminución del 71%.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Intereses comerciales ganados 126.310,5 184.812,6 58.502,1 46%
Intereses por préstamos (2.946.477,6) (2.087.472,4) 859.005,2 (29%)
Intereses comerciales y fiscales perdidos (77.632,3) (593.358,8) (515.726,5) 664%
Gastos y comisiones bancarias (28.326,6) (4.883,2) 23.443,3 (83%)
Diferencia de cambio neta (23.325.218,5) (14.357.611,5) 8.967.607,0 (38%)
RECPAM 11.750.877,4 14.687.925,5 2.937.048,1 25%
Recupero desvalorización de propiedades, planta y equipo 4.492.603,2 - (4.492.603,2) (100%)
Otros resultados financieros 1.012.915,7 (469.382,7) (1.482.298,4) (146%)
Resultados financieros y por tenencia, netos (8.994.948,2) (2.639.970,6) 6.354.977,6 (71%)
----- End of picture text -----

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $2.087,5 millones de pérdida por intereses financieros, lo que representó una disminución del 29% respecto de los $2.946,5 millones de pérdida para el ejercicio 2018 producto de un aumento de la deuda financiera generado por los proyectos de inversión y por deuda intercompany otorgada
(ii) $469,3 millones de pérdida por otros resultados financieros, lo que representó una disminución del 146% respecto de los $1.012,9 millones de ganancia del ejercicio anterior.
(iii) $14.357,6 millones de pérdida por diferencias de cambio netas, lo que representó una disminución del 38% respecto de los $23.325,2 millones de pérdida del ejercicio anterior.
(iv) $14.688,0 millones de ganancia por RECPAM, lo que representó un aumento de 25% respecto de los $11.751,0 millones de ganancia del ejercicio anterior.

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192

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $5.912,1 millones, comparada con una pérdida de $2.207,5 millones para el ejercicio anterior, lo que representa un incremento del 368%.

El resultado de impuesto a las ganancias fue de $4.363,0 millones de pérdida para el ejercicio actual en comparación con los $458,0 millones de ganancia del ejercicio anterior.

Resultado neto

El resultado neto correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fue una ganancia de $1.549,0 millones, comparada con los $1.750,0 millones de pérdida para el ejercicio 2019, lo que representa un aumento del 189%.

Resultados integrales

Los otros resultados integrales del ejercicio fueron de $2.648,0 millones negativos para el ejercicio 2019, representando una disminución del 137% respecto del mismo ejercicio de 2018, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias, como también el plan de pensiones.

El resultado integral total del ejercicio es una pérdida de $1.099,0 millones, representando una disminución de 120% respecto de la ganancia integral del mismo ejercicio de 2018, de $5.449,0 millones.

2. Liquidez y Recursos de Capital

Fuentes de Liquidez

Las principales fuentes de liquidez potenciales de GEMSA son:

fondos generados por las operaciones de los activos de generación;
fondos resultantes de préstamos y otros acuerdos de financiación; y
financiaciones que puedan ser provistas por los vendedores de equipos o servicios adquiridos por GEMSA.

Los principales requerimientos o aplicaciones de fondos de GEMSA (excepto en relación con actividades de inversión) son los siguientes:

pagos bajo préstamos y otros acuerdos financieros;
sueldos de los empleados;
impuestos; y
servicios y otros gastos generales.

Flujo de Efectivo

El siguiente cuadro refleja la posición de caja a las fechas indicadas y los fondos netos generados por (aplicados a) actividades operativas, de inversión y financiación en miles de Pesos:

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193

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----- Start of picture text -----

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 261.640 646.947 1.196.911
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 4.180.705 7.045.211 8.488.315
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (3.508.298) (6.710.358) (3.499.140)
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento (470.038) (285.107) (3.946.354)
RECPAM 113.661 364.826 (374.432)
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 69.276 135.392 7.107
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio 646.947 1.196.911 1.872.408
----- End of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, se generaron fondos netos por $8.488.315 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $9.878.863 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $4.013.802 miles, compensado por una disminución en otros créditos y créditos por ventas de $3.487.534 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $3.499.140 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $3.946.354, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $4.963.800 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $8.904.757 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, se generaron fondos netos por $7.045.211 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $10.389.882 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $3.769.940 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $6.710.358 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $285.107 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

194

de $7.580.012 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $8.147.207 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, se generaron fondos netos por $4.180.705 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $8.314.998 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $4.143.860 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $3.508.298 miles, principalmente debido a adquisiciones de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $470.038 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $10.526.617 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $11.543.531 miles.

Capital de trabajo

En nuestra opinión, nuestro capital de trabajo es suficiente para los requerimientos actuales.

Endeudamiento

El siguiente cuadro refleja la composición del rubro préstamos de las deudas financieras tanto corrientes como no corrientes en Pesos al:

==> picture [388 x 137] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2018 2019 2020
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
CAMMESA AR$ 12.717 - -
Arrendamiento financiero AR$ 195.360 140.057 91.283
Préstamo sindicado AR$ 2.054.441 543.459 177.812
Contrato de crédito USD 2.072.214 1.329.710 1.535.409
Obligaciones Negociables AR$ y USD 5.680.944 10.701.378 11.373.353
Bono internacional USD 21.893.607 22.567.668 23.303.587
Otros Préstamos Bancarios AR$ y USD 813.611 765.650 552.876
Sociedades relacionadas AR$ - 420.913 1.673.312
Total deuda 32.722.894 36.468.835 38.707.631
----- End of picture text -----

Para una descripción detallada del endeudamiento de GEMSA, véase “ Antecedentes Financieros del Garante – Endeudamiento ” en este Prospecto.

3. Información sobre Tendencias

Véase “Antecedentes Financieros del Garante – Información Sobre Tendencias ” en este Prospecto.

III. ANTECEDENTES FINANCIEROS DE CTR

El siguiente apartado se encuentra basado en los Estados Financieros de CTR y deberá leerse en forma conjunta con ellos. El siguiente apartado contiene declaraciones hacia el futuro que reflejan nuestros planes, estimaciones y consideraciones. Nuestros resultados reales podrían diferir significativamente de los tratados en las declaraciones hacia el futuro. Los factores que podrían causar o contribuir a estas diferencias incluyen los que se discuten a continuación y en otros apartados del presente Prospecto, particularmente en el apartado denominado “Factores de Riesgo”.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

195

a) ESTADOS FINANCIEROS

Bases de preparación y presentación de los estados financieros

Los Estados Financieros de CTR, están expresados en Pesos, y son confeccionados conforme a las normas financieras de exposición y valuación contenidas en las RT N°26 y N° 29 y sus modificaciones de la FACPCE que adoptan de las NIIF, incluyendo la NIC 34 “Información financiera intermedia” emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, según sus siglas en inglés) e Interpretaciones del CINIIF, y de acuerdo con las resoluciones emitidas por la CNV.

Estimaciones financieras

La preparación de estados financieros a una fecha determinada requiere que la gerencia de una sociedad realice estimaciones y evaluaciones que afectan el monto de los activos y pasivos registrados, y los activos y pasivos contingentes revelados a dicha fecha, como así también los ingresos y egresos registrados en el ejercicio. La gerencia de CTR realiza estimaciones para poder calcular a un momento dado, por ejemplo, la previsión para deudores incobrables, las depreciaciones, el valor recuperable de los activos, el cargo por impuesto a las ganancias, las provisiones para contingencias, y el reconocimiento de ingresos. Los resultados reales futuros pueden diferir de las estimaciones y evaluaciones realizadas a la fecha de preparación de los correspondientes estados financieros.

Consideración de los efectos de la inflación

Información comparativa

La información correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 surge de los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2020 (auditados) de CTR con fecha 16 de marzo de 2021, a disposición de los inversores en AIF bajo el ID 2723380, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 surge de los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2019 (auditados) de CTR con fecha 10 de marzo de 2020, a disposición de los inversores en AIF bajo el ID 2586901, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020.

Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales

La siguiente tabla presenta los resultados de operaciones de CTR correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

196

==> picture [413 x 328] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de
ESTADO DE RESULTADOS INTEGRALES diciembre de
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Ingresos por ventas 1.919.048 3.693.654 3.251.998
Costo de ventas (918.395) (1.040.448) (943.961)
Resultado bruto 1.000.653 2.653.206 2.308.037
Gastos de comercialización (29.710) (110.426) (64.383)
Gastos de administración (102.727) (230.353) (216.554)
Otros ingresos y egresos operativos 192 - 36.491
Resultado operativo 868.407 2.312.428 2.063.591
Ingresos financieros 20.236 232.167 562.022
Gastos financieros (888.727) (1.268.188) (1.493.540)
Otros resultados financieros (2.120.421) (182.559) (261.908)
Resultados financieros (2.988.912) (1.218.580) (1.193.427)
Resultado antes de impuestos (2.120.504) 1.093.848 870.164
Impuesto a las ganancias 501.120 (1.220.044) (341.640)
(Pérdida) Ganancia neta del ejercicio (1.619.385) (126.197) 528.524
Conceptos que no serán reclasificados a resultado
Plan de beneficios (1.428) (1.102) 1.276
Revalúo de propiedades, planta y equipo 1.521.028 (111.262) 630.631
Efecto en el impuesto a las ganancias (379.900) 28.091 (157.977)
Otros resultados integrales del ejercicio 1.139.700 (84.273) 473.931
Total de resultados integrales del ejercicio (479.684) (210.470) 1.002.454
----- End of picture text -----

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

197

Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta el estado de situación patrimonial de CTR al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

==> picture [347 x 589] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Activo
Activo No Corriente
Propiedades, Plantas y equipos 13.001.759 12.214.974 12.236.925
Otros Créditos 58.505 38.032 68.970
Total activo no corriente 13.060.264 12.253.005 12.305.895
Activo Corriente
Inventarios 24.430 36.791 44.534
Otros Créditos 376.268 547.154 1.781.875
Otros activos financieros a valor
razonable con cambios en 114.107 - -
resultados
Créditos por ventas 397.225 2.113.488 905.170
Efectivo y equivalentes de
445.199 865.640 550.993
efectivo
Total de activo corriente 1.357.229 3.563.073 3.282.573
Total de activo 14.417.493 15.816.078 15.588.467
Patrimonio
Capital Social 73.071 73.070 73.070
Ajuste de capital 634.761 634.761 634.761
Reserva legal 16.740 16.740 16.740
Reserva facultativa 315.501 315.501 315.501
Reserva especial RG 777/18 1.326.267 1.244.948 1.173.312
Reserva por revalúo técnico 1.140.771 987.379 1.403.537
Otros resultados integrales (1.071) (1.897) (940)
Resultados no asignados (912.008) (886.940) (229.964)
Total del patrimonio 2.594.032 2.383.563 3.386.017
Pasivo
Pasivo No Corriente
Pasivo neto por impuesto diferido 829.129 2.021.083 2.520.700
Plan de beneficios definidos 8.095 9.231 7.478
Préstamos 7.328.396 7.544.110 6.980.299
Total del pasivo no corriente 8.165.620 9.574.423 9.508.477
Pasivo Corriente
Deudas fiscales - 95.210 169.944
Remuneraciones y deudas sociales 17.563 18.880 20.729
Plan de beneficios definidos - 141 2.692
Préstamos 3.136.039 2.078.625 2.349.667
Deudas comerciales 504.238 1.665.236 150.942
Total del pasivo corriente 3.657.840 3.858.092 2.693.974
Total del pasivo 11.823.460 13.432.516 12.202.450
Total del pasivo y patrimonio 14.417.493 15.816.078 15.588.467
----- End of picture text -----

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

198

Estado de Cambios en el Patrimonio

La siguiente tabla presenta el estado de cambios en el patrimonio de CTR al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018.

==> picture [333 x 155] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Capital Social 73.071 73.070 73.070
Ajuste de capital 634.761 634.761 634.761
Reserva legal 16.740 16.740 16.740
Reserva facultativa 315.501 315.501 315.501
Reserva especial RG 777/18 1.326.267 1.244.948 1.173.312
Reserva por revalúo técnico 1.140.771 987.379 1.403.537
Otros resultados integrales (1.071) (1.897) (940)
Resultados no asignados (912.008) (886.940) (229.964)
Total del patrimonio 2.594.032 2.383.563 3.386.017
----- End of picture text -----

Estado de Flujo de Efectivo

La siguiente tabla presenta el estado de flujo de efectivo de CTR al 31 de diciembre de 2020, 2019 y

==> picture [448 x 119] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre
2018 2019 2020
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 300.634 445.199 865.640
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 486.061 2.365.662 2.055.227
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (1.137.747) (519.194) (1.357.504)
Flujos de efectivo generados por (aplicados a) actividades de financiación 661.123 (1.724.262) (1.373.325)
RECPAM 97.015 201.863 155.761
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 38.113 96.372 205.194
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio 445.199 865.640 550.993
----- End of picture text -----

Otra información contable (expresada en miles de Pesos)

En la siguiente tabla se concilia nuestro EBITDA Ajustado con nuestros resultados operativos en virtud de las NIIF, para los ejercicios indicados:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2018	2019	2020
(en miles depesos)
868.407 2.312.428 2.063.591 581.807 751.210 704.134
1.450.214 3.063.638 2.767.725

b) INDICADORES FINANCIEROS

La siguiente tabla muestra información complementaria seleccionada consolidada no ajustada a las NIIF de CTR para los ejercicios indicados.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

199

==> picture [385 x 339] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 2020
Liquidez ( Activo corriente / Pasivo corriente ) 0,37 0,92 1,22
Solvencia ( Patrimonio / Pasivo ) 0,22 0,18 0,28
Inmovilización de capital ( Activo no corriente
0,91 0,77 0,79
/ Activo total )
Rentabilidad financiera ( Resultado del ejercicio
anualizado / Patrimonio promedio ) (No (57,00%) (5,00%) 14,14%
auditado)
Rentabilidad del activo ( Resultado del ejercicio
(62,43%) (5,29%) 15,61%
anualizado / Patrimonio )
Endeudamiento ( Deudas financieras netas de
efectivo y equivalentes de efectivo / EBITDA 7,22 3,14 3,37
ajustado anualizado ) (No auditado)
Ratio de cobertura de intereses ( EBITDA
ajustado anualizado/ intereses financieros 1,64 2,59 2,24
devengados anualizados ) (No auditado)
Margen EBITDA ( EBITDA ajustado
0,76 0,83 0,85
anualizado / Ventas anualizadas ) (No auditado)
----- End of picture text -----

c) CAPITALIZACION Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro establece el efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de CTR para los ejercicios indicados.

El siguiente cuadro establece el efectivo y s indicados.	equivalentes de efectivo y la capitalización	equivalentes de efectivo y la capitalización	equivalentes de efectivo y la capitalización
Efectivo y equivalentes de efectivo Deudas financieras corrientes Sin Garantía Con Garantía Total deudas financieras corrientes Deudas financieras no corrientes Sin Garantía Con Garantía Total deudas financieras no corrientes Endeudamiento total Patrimonio Capitalizacióny Endeudamiento	Al 31 de diciembre de
	2018	2019	2020
	(en miles depesos)
	445.199 865.640 550.993 2.268.866 1.397.220 399.343 867.173 681.405 1.950.324
	3.136.039 2.078.625 2.349.667 1.661.028 423.655 13.804 5.667.368 7.120.455 6.966.495
	7.328.396 7.544.110 6.980.299
	10.464.435 9.622.735 9.329.966
	2.594.032 2.383.563 3.386.017
	13.058.467 12.006.298 12.715.983

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

200

El siguiente cuadro refleja la composición del rubro préstamos de las deudas financieras tanto corrientes como no corrientes en Pesos al:

==> picture [387 x 103] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2018 2019 2020
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
Arrendamiento financiero AR$ 53.127 42.091 29.692
Obligaciones Negociables AR$ y USD 2.062.491 2.130.270 1.650.372
Bono internacional USD 5.674.942 5.899.630 6.110.390
Otros Préstamos Bancarios AR$ y USD 2.086.315 1.550.744 1.539.512
Sociedades relacionadas AR$ 587.560 - -
Total deuda 10.464.435 9.622.735 9.329.966
----- End of picture text -----

d) CAPITAL SOCIAL

A la fecha de este Prospecto, el capital social de CTR es de $73.070.470, representado por $73.070.470 acciones clase única de V/N $ 1 y de 1 voto por acción, las cuales se encuentran totalmente integradas. Las acciones de CTR no se encuentran autorizadas a la oferta pública.

e) CAMBIOS SIGNIFICATIVOS

Ver “ Antecedentes Financieros del Garante – Cambios Significativos ”.

f) RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Resultados Operativo

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $3.252,0 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, comparado con los $3.693,7 millones del ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $441,7 millones o 12%.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, el despacho de energía fue de 1.146.719 MWh, lo que representa un aumento del 4% comparado con los 1.100.820 MWh del ejercicio 2019.

==> picture [448 x 86] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2019 2020 Var. Var. %
MW
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 1.085.564 1.143.947 58.383 5%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 15.256 2.772 (12.484) (82%)
1.100.820 1.146.719 45.899 4%
----- End of picture text -----

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

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2019	2020	Var.	Var. %
3.685.339,3 3.243.216,1 8.315,1 8.781,8 3.693.654,4 3.251.997,9 (en miles de pesos)		(442.123,2) (12%) 466,7 6%
		(441.656,5) (12%)

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

201

A continuación, se describen los principales ingresos de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 en comparación con el ejercicio 2019:

(i) $3.252,0 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 12% respecto de los $3.693,7 millones del ejercicio 2019. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un aumento en el despacho de energía, un incremento en el tipo de cambio y a que el efecto de la reexpresión por el IPC en las ventas de energía y potencia correspondientes al ejercicio 2019 fue mayor al aumento en el despacho de energía e incremento en el tipo de cambio en el mismo ejercicio 2020.

Costos de ventas

Los costos de venta totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $944 millones comparado con $1.040,4 millones del ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $96,4 millones o 9%.

==> picture [448 x 149] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (9.469,6) (19.638,1) (10.168,5) 107%
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (121.004,9) (119.963,6) 1.041,3 (1%)
Plan de beneficios definidos (1.440,4) (1.427,8) 12,7 (1%)
Servicios de mantenimiento (96.865,3) (40.282,8) 56.582,5 (58%)
Depreciación de propiedades, planta y equipo (751.210,0) (704.134,1) 47.075,9 (6%)
Vigilancia y portería (7.993,0) (8.584,1) (591,1) 7%
Seguros (29.533,2) (29.216,5) 316,6 (1%)
Impuestos, tasas y contribuciones (11.302,9) (10.507,7) 795,2 (7%)
Otros (11.628,9) (10.206,5) 1.422,4 (12%)
Costo de ventas (1.040.448,1) (943.961,2) 96.486,9 (9%)
----- End of picture text -----

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 2020 en comparación con el ejercicio 2019:

(i) $704,1 millones por depreciación de bienes de uso, lo que representó una disminución del 6% respecto de los $751,2 millones del ejercicio 2019. Esta variación se origina, principalmente, por el efecto de la amortización correspondiente al Revalúo Técnico efectuado en junio y diciembre 2019. Este punto no implica una salida de caja.
(ii) $120,0 millones por sueldos, cargas sociales y beneficios al personal, lo que representó una disminución del 1% respecto de los $121,0 millones para el ejercicio 2019. A pesar de que hubo incrementos salariales, el efecto de la reexpresión por el IPC de los gastos en sueldos, cargas sociales y beneficios al personal, correspondientes al ejercicio 2019, fue mayor.
(iii) $40,3 millones por servicios de mantenimiento, lo que represento una disminución de costos del 58% respecto de los $96,9 millones para el ejercicio 2019. Esto se debe, a que con fecha 15 de noviembre de 2019 se firmó la adenda al contrato de mantenimiento con GE, modificando las condiciones de contrato. Dicho contrato, implica que, durante 2020, se harán inspecciones en las turbinas, cambiando repuestos para prolongar la vida útil de los equipos.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendió a $2.308,0 millones comparado con $2.653,2 millones del ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $345,2 millones o 13%. Dicha variación se explica principalmente por una disminución en los costos de ventas, atenuado por el incremento en el tipo de cambio y el aumento en el despacho de energía.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $64,4 millones comparado con $110,4 millones del ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $46,0 millones o 42%.

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202

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones (110.425,6) (64.382,9) 46.042,6 (42%)
Gastos de comercialización (110.425,6) (64.382,9) 46.042,6 (42%)
----- End of picture text -----

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

(i) $64,4 millones por impuesto, tasas y contribuciones, lo que representó una disminución del 42% respecto de los $110,4 millones del ejercicio 2019. La disminución 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 2020 ascendieron a $216,6 millones lo que representó una disminución del 6,0%, comparado con $230,4 millones del ejercicio 2019.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2019 2020 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Honorarios y retribuciones por servicios (221.783,4) (205.758,4) 16.025,0 (7%)
Viajes y movilidad y gastos de representación (2.090,3) (2.461,2) (370,9) 18%
Alquileres (4.500,6) (4.544,0) (43,4) 1%
Donaciones (161,0) (130,5) 30,5 (19%)
Otros (1.817,6) (3.660,4) (1.842,8) 101%
Gastos de administración (230.353,0) (216.554,5) 13.798,5 (6%)
----- End of picture text -----

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

(i) $205,8 millones en honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó una disminución del 7% comparado con los $221,8 millones correspondientes al ejercicio 2019. Dicha variación se debe a la facturación de servicios administrativos realizados por RGA. A pesar de que hubo incrementos en la facturación de servicios administrativos realizados por RGA, el efecto de la reexpresión por el IPC de los gastos por honorarios y retribuciones por servicios correspondientes al ejercicio 2019, fue mayor.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendió a $2.063,6 millones comparado con $2.312,4 millones del ejercicio 2019, lo que equivale a una disminución de $248,8 millones o un 11%.

Resultados financieros y por tenencia, netos

Los resultados financieros y por tenencia netos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 totalizaron una pérdida de $1.193,4 millones, comparado con una pérdida de $1.218,6 millones del ejercicio 2019, representando una disminución del 2%. La variación se debe principalmente al efecto del ajuste por inflación, al efecto de la variación en el tipo de cambio, cambios en el valor razonable de instrumentos financieros y a la variación de intereses por préstamos.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2019	2020	Var.	Var. %
126.117,4 202.740,1 (1.077.730,9) (876.183,5) (79.434,3) (253.528,8) (4.972,9) (4.546,4) (4.031.854,7) (2.380.436,2) 3.854.107,8 2.109.942,8 (4.812,3) 8.585,1 (1.218.580,0) (1.193.426,9) (en miles de pesos)		76.622,7 61% 201.547,4 (19%) (174.094,5) 219% 426,5 (9%) 1.651.418,6 (41%) (1.744.165,0) (45%) 13.397,4 (278%)
		25.153,1 (2%)

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

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203

(i) $2.380,4 millones de pérdida por diferencia de cambio neta, lo que representó una disminución del 41% respecto de los $4.031,9 millones de pérdida del ejercicio 2019. La variación se debe, principalmente, a que en el ejercicio de 2020 el aumento del tipo de cambio fue menor (41%) al aumento en el mismo ejercicio 2019 (59%).
(ii) $876,2 millones de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó una disminución del 19% respecto de los $1.077,7 millones de pérdida del ejercicio 2019. A pesar de que el tipo de cambio aumento, se refleja una disminución de los intereses por préstamos debido al efecto de la reexpresión por el IPC de dichos resultados correspondientes al ejercicio 2019.
(iii) $2.109,9 millones de resultado positivo por RECPAM, lo que represento una disminución de un 45% respecto de los $3.854,1 millones de resultado por RECPAM del ejercicio 2019 debido, al efecto de la reexpresión por el IPC de los resultados correspondientes al ejercicio 2019.
(iv) $50,8 millones de pérdida por intereses comerciales, lo que representó una disminución del 209 % respecto de los $46,7 millones de ganancia del ejercicio 2019. La variación se principalmente al aumento de los intereses comerciales perdidos con RGA con respecto al ejercicio 2019.

Resultado neto

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $870,2 millones, comparada con los $1.093,8 millones de ganancia del ejercicio 2019, lo que representa una disminución del 20%. Dicha variación se explica principalmente en la variación del tipo de cambio, a cambios en el valor razonable de instrumentos financieros y a la variación de intereses por préstamos.

El resultado negativo de impuesto a las ganancias fue de $341,6 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 en comparación con los $1.220,0 millones de ganancia del ejercicio 2019. Obteniendo así una ganancia después de impuesto a las ganancias de $528,5 millones comparado con los $126,2 millones de ganancia del ejercicio 2019.

Resultados integrales del ejercicio

Los otros resultados integrales del ejercicio fueron de $473,9 millones positivos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, representando un aumento del 662% respecto del mismo ejercicio de 2019, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado al 31 de diciembre de 2020 y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias.

El resultado integral total del ejercicio es una ganancia de $1.002,5 millones, representando un aumento de 576% respecto de la perdida integral del ejercicio de 2019, de $210,5 millones.

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $2.787,1 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, comparado con los $1.409,6 millones del ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $1.377,5 millones o 98%.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, el despacho de energía fue de 1.100.820 MWh, lo que representa un aumento del 313% comparado con los 266.309 MWh del ejercicio 2018.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
2018	2019	Var.	Var. %
266.309 1.085.564 - 15.256 266.309 1.100.820 MW		819.255 308% 15.256 100%
		834.511 313%

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204

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

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 1.878.857,3 3.685.339,3 1.806.482,0 96%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 40.190,2 8.315,1 (31.875,1) (79%)
1.919.047,6 3.693.654,4 1.774.606,8 92%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales ingresos de la Sociedad, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 en comparación con el ejercicio 2018:

(i) $3.685,3 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 96% respecto de los $1.878,8 millones del ejercicio 2018. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un aumento en el despacho de energía, debido a que entro en funcionamiento el Ciclo Cerrado en la Central a partir del 4 de agosto de 2018, un incremento en el tipo de cambio y producto de la aplicación de la Resolución SRRyME 01/2019 que estableció nuevos mecanismos de remuneración.

Costos de ventas:

Los costos de venta totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $1.040,4 millones comparado con $918,4 millones del ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $122,1 millones o 13%.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (3.219,8) (9.469,6) (6.249,8) 194%
Consumo de gas y gasoil de planta (78.072,2) - 78.072,2 (100%)
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (99.949,0) (121.004,9) (21.056,0) 21%
Plan de beneficios definidos (7.648,5) (1.440,4) 6.208,1 (81%)
Servicios de mantenimiento (78.606,6) (96.865,3) (18.258,7) 23%
Depreciación de propiedades, planta y equipo (581.807,0) (751.210,0) (169.403,0) 29%
Vigilancia y portería (9.014,0) (7.993,0) 1.021,0 (11%)
Seguros (23.223,1) (29.533,2) (6.310,0) 27%
Impuestos, tasas y contribuciones (12.673,3) (11.302,9) 1.370,4 (11%)
Otros (24.181,6) (11.628,9) 12.552,7 (52%)
Costo de ventas (918.395,0) (1.040.448,1) (122.053,2) 13%
----- End of picture text -----

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 2019 en comparación con el ejercicio 2018:

(i) $78,1 millones por consumo de gas y gasoil de planta, para el ejercicio 2018, lo que representó un aumento del 100%.
(ii) $121,0 millones por sueldos, cargas sociales y beneficios al personal, lo que representó un incremento del 21% respecto de los $99,9 millones para el ejercicio 2018, variación producto de los incrementos salariales neto de las activaciones de las remuneraciones cuyas tareas estaban afectadas al cierre de ciclo.
(iii) $751,2 millones por depreciación de bienes de uso, lo que representó un incremento del 29% respecto de los $581,8 millones del ejercicio 2018. Esta variación se origina principalmente en la amortización de bienes de uso dados de alta el último año.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 ascendió a $2.653,2 millones comparado con $1.000,6 millones del ejercicio 2018, lo que equivale a un incremento de $1.652,5 millones o 165%. Dicha variación se explica principalmente por el aumento en el despacho de energía y el incremento en

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205

el tipo de cambio.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 ascendieron a $110,4 millones comparado con $29,7 millones del ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $80,7 millones o 272%.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones (29.710,0) (110.425,6) (80.715,6) 272%
Gastos de comercialización (29.710,0) (110.425,6) (80.715,6) 272%
----- End of picture text -----

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

(i) $110,4 millones por impuesto, tasas y contribuciones, lo que representó un aumento del 272 % respecto de los $29,7 millones del ejercicio 2018. El aumento 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 2019 ascendieron a $230,3 millones lo que representó un aumento del 124%, comparado con $102,7 millones del ejercicio 2018.

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Honorarios y retribuciones por servicios (94.965,1) (221.783,4) (126.818,3) 134%
Honorarios a directores (442,5) - 442,5 (100%)
Viajes y movilidad y gastos de representación (12,7) (2.090,3) (2.077,6) 16343%
Alquileres (5.428,6) (4.500,6) 928,0 (17%)
Donaciones - (161,0) (161,0) 100%
Otros (1.878,1) (1.817,6) 60,6 (3%)
Gastos de administración (102.727,1) (230.353,0) (127.625,9) 124%
----- End of picture text -----

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

(i) $221,8 millones en honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó un aumento del 134% comparado con los $95,0 millones correspondientes al ejercicio 2018. Dicha variación se debe la facturación de servicios administrativos realizados por RGA.
(ii) $4,5 millones de alquileres, representando una disminución del 17% comparado con los $5,4 millones correspondientes al ejercicio 2018. A pesar de que hubo un aumento del precio del alquiler de las oficinas administrativas en 2019, el efecto de la reexpresión por el IPC de los gastos por alquileres de las oficinas, correspondientes al ejercicio 2018, fue mayor.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 ascendió a $2.312,4 millones comparado con $868,4 millones del ejercicio 2018, lo que equivale a un aumento de $1.444,0 millones o un 166%.

Resultados financieros y por tenencia, netos

Los resultados financieros y por tenencia netos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 totalizaron una pérdida de $1.218,6 millones, comparado con una pérdida de $2.988,9 millones del ejercicio 2018, representando una disminución del 59%. La variación se debe principalmente al efecto del ajuste por inflación, al efecto de la variación en el tipo de cambio, cambios en el valor razonable de instrumentos financieros y a la variación de intereses por préstamos.

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206

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de
2018 2019 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Recupero desvalorización de propiedades, planta y equipos 73.783,2 - (73.783,2) (100%)
Intereses por préstamos (876.850,9) (1.077.730,9) (200.880,0) 23%
Intereses comerciales y fiscales perdidos 10.933,2 46.683,1 35.749,8 327%
Gastos y comisiones bancarias (2.572,8) (4.972,9) (2.400,1) 93%
Diferencia de cambio neta (5.668.677,5) (4.031.854,7) 1.636.822,8 (29%)
RECPAM 3.277.901,4 3.854.107,8 576.206,3 18%
Otros resultados financieros 196.571,9 (4.812,3) (201.384,2) (102%)
Resultados financieros y por tenencia, netos (2.988.911,6) (1.218.580,0) 1.770.331,5 (59%)
----- End of picture text -----

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $4.031,8 millones de pérdida por diferencia de cambio neta, lo que representó una disminución del 29% respecto de los $5.668,7 millones de pérdida del ejercicio 2018. A pesar, que el tipo de cambio aumento en el ejercicio 2019 con respecto al ejercicio 2018, se refleja una disminución del resultado por tenencia debido, principalmente, al efecto de la reexpresión por el IPC de los resultados por diferencia de cambio correspondientes al ejercicio 2018.
(ii) $1.077,7 millones de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un aumento del 23% respecto de los $876,8 millones de pérdida del ejercicio 2018 producto de los nuevos instrumentos financieros tomados entre ambos ejercicios y la variación del tipo de cambio.
(iii) $3.854,1 millones de resultado positivo por RECPAM, lo que represento un aumento de un 18% respecto de los $3.277,9 millones de resultado por RECPAM del ejercicio 2018.
(iv) $46,7 millones de ganancia por intereses comerciales, lo que representó un aumento del 327 % respecto de los $10,9 millones de ganancia del ejercicio 2018.
(v) $5,0 millones de pérdida por gastos y comisiones bancarias, lo que representó un aumento de un 93% respecto de los $2,6 millones de pérdida del ejercicio 2018.

Resultado neto

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la Sociedad registra una ganancia antes de impuestos de $1.094,0 millones, comparada con los $2.120,5 millones de pérdida del ejercicio 2018, lo que representa un aumento del 152%. Dicha variación se explica principalmente en la variación del tipo de cambio, a cambios en el valor razonable de instrumentos financieros y a la variación de intereses por préstamos

El resultado negativo de impuesto a las ganancias fue de $1.220,0 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 en comparación con los $501,1 millones de ganancia del ejercicio 2018. Obteniendo así una perdida después de impuesto a las ganancias de $126,2 millones comparado con los $1.619,4 millones de perdida ganancia del ejercicio 2018.

Resultados integrales del ejercicio

Los otros resultados integrales del ejercicio fueron de $84,2 millones negativos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, representando una disminución del 107% respecto del mismo ejercicio de 2018, e incluyen el revalúo de propiedades, planta y equipo realizado al 31 de marzo de 2019, junio 2019 y diciembre 2019 y su correspondiente efecto en el impuesto a las ganancias.

El resultado integral total del ejercicio es una pérdida de $210,5 millones, representando una disminución de 56% respecto de la perdida integral del mismo ejercicio de 2018, de $479,7 millones.

2. Liquidez y Recursos de Capital

Fuentes de Liquidez

Las principales fuentes de liquidez potenciales de CTR son:

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207

fondos generados por las operaciones de los activos de generación;
fondos resultantes de préstamos y otros acuerdos de financiación; y
financiaciones que puedan ser provistas por los vendedores de equipos o servicios adquiridos por CTR.

Los principales requerimientos o aplicaciones de fondos de CTR (excepto en relación con actividades de inversión) son los siguientes:

pagos bajo préstamos y otros acuerdos financieros;
sueldos de los empleados;
impuestos; y
servicios y otros gastos generales.

Flujo de Efectivo

El siguiente cuadro refleja la posición de caja a las fechas indicadas y los fondos netos generados por (aplicados a) actividades operativas, de inversión y financiación en miles de Pesos:

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Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, se generaron fondos netos por $2.055.227 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $2.733.819 miles, absorbido principalmente por una disminución en créditos por ventas y otros créditos de $1.635.090 miles, compensado por una disminución en deuda comercial de $2.306.303 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $1.357.504 miles, principalmente a préstamos otorgados $1.993.326 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $1.373.325 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $110.334 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $1.483.659 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019

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208

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, se generaron fondos netos por $2.365.662 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $3.060.105 miles, absorbido principalmente por un aumento en créditos por ventas de $781.142 miles, compensado por una disminución en deuda comercial de $229.183 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $519.194 miles, principalmente a préstamos otorgados $1.409.245 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos aplicados a actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 fueron de $1.724.262 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $693.276 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $2.514.083 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, se generaron fondos netos por $486.061 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $1.455.733 miles, absorbido principalmente por una disminución en créditos por ventas de $891.016 miles y una disminución en una deuda comercial de $2.074.392 miles.

Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión

Los fondos netos aplicados a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $1.137.747 miles, principalmente por la adquisición de propiedades, planta y equipos.

Flujos de efectivo (generados por) actividades de financiamiento

Los flujos de efectivo netos generados por actividades de financiamiento en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 fueron de $661.123 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $3.752.247 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $3.238.430 miles.

Capital de trabajo

En nuestra opinión, nuestro capital de trabajo es suficiente para los requerimientos actuales.

Endeudamiento (en miles de Pesos)

El siguiente cuadro refleja la composición del rubro préstamos de las deudas financieras tanto corrientes como no corrientes en Pesos al:

o corrientes en Pesos al:	o corrientes en Pesos al:
		Al 31 de diciembre de
Deudas financieras	Moneda de denominación	2018	2019	2020
		(en miles depesos)
Arrendamiento financiero Obligaciones Negociables Bono internacional Otros Préstamos Bancarios Sociedades relacionadas	AR$ AR$ y USD USD AR$ y USD AR$	53.127 2.062.491 5.674.942 2.086.315 587.560	42.091 2.130.270 5.899.630 1.550.744 -	29.692 1.650.372 6.110.390 1.539.512 -
Total deuda		10.464.435	9.622.735	9.329.966

Para una descripción detallada del endeudamiento de CTR, véase “ Antecedentes Financieros del Garante – Endeudamiento ” en este Prospecto.

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209

3. Información sobre Tendencias

Véase “ Antecedentes Financieros del Garante – Información Sobre Tendencias ” en este Prospecto.

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DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN

Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables

A continuación, se detallan los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que podrán ser emitidas por las Sociedades en el marco del Programa. Dichos términos y condiciones generales serán aplicables a las Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa, sin perjuicio de lo cual en los Suplementos correspondientes se detallarán los términos y condiciones específicos de las Obligaciones Negociables de la Clase y/o Serie en cuestión, los cuales complementarán los presentes términos y condiciones generales con relación a las Obligaciones Negociables de dicha Clase y/o Serie. Los términos y condiciones de cada Clase o Serie deberán encuadrarse dentro de los términos y condiciones del Programa.

Descripción

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, subordinadas o no, co-emitidas con garantía común, especial y/o flotante, y con o sin garantía de terceros.

Garante

Albanesi garantizará las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo este Programa -con el alcance y en los términos que se indiquen en los respectivos Suplementos-, salvo que se determine lo contrario en los respectivos Suplementos.

Monto Máximo

El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder de U$S700.000.000, o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor. A fin de determinar el monto total de las Obligaciones Negociables en circulación en la fecha de emisión de nuevas Obligaciones Negociables, se incluirá en los documentos correspondientes, en caso que las Obligaciones Negociables en cuestión se emitan en una moneda diferente al Peso, la fórmula o procedimiento a utilizar para la determinación de la equivalencia entre la moneda utilizada en la emisión en cuestión y el Peso.

Monedas

Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en Pesos o en cualquier otra moneda o unidad de medida o valor, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Adicionalmente, podrán emitirse Obligaciones Negociables con su capital, intereses y/u otros montos adeudados bajo los mismos, pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por las normas aplicables.

Precio de Emisión

Las Obligaciones Negociables podrán ser co-emitidas a su valor nominal, o con descuento o con prima sobre su valor nominal, según se especifique en los Suplementos correspondientes.

Clases y Series

Las Obligaciones Negociables podrán ser co-emitidas en distintas clases, con términos y condiciones específicos diferentes entre las Obligaciones Negociables de las distintas clases, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser co-emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones específicos que las demás Obligaciones Negociables de la misma clase, y aunque las Obligaciones Negociables de las distintas series podrán tener diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las Obligaciones Negociables de una misma serie siempre tendrán las mismas fechas de emisión y precios de emisión. Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

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Plazos y Formas de Amortización

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Intereses

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, el capital de las Obligaciones Negociables devengará intereses compensatorios desde (e incluyendo) la fecha de emisión de las mismas, y hasta (y excluyendo) la fecha en que dicho capital sea amortizado. Los intereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifique en los documentos correspondientes y, a menos que en dichos Suplementos se especifique lo contrario, para el cálculo de los mismos se considerará la cantidad real de días transcurridos tomando como base un año de 365 días (cantidad real de días transcurridos/365).

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todo importe adeudado bajo las Obligaciones Negociables que no sea abonado en su respectiva fecha de pago y en la forma estipulada, cualquiera fuera la causa o motivo de ello, devengará intereses punitorios sobre el importe impago desde la fecha en que dicho importe debería haber sido abonado, inclusive, y hasta la fecha de su efectivo pago, no inclusive, a la tasa de interés correspondiente al período de intereses en curso en ese momento (o en caso que la falta de pago en cuestión fuera luego de la fecha de vencimiento de las Obligaciones Negociables en cuestión, a la tasa de interés que hubiera correspondido a un nuevo período de intereses calculada de la misma manera que la tasa de interés de cualquier otro período de intereses) incrementada en 200 puntos básicos (estableciéndose, sin embargo, que en el caso de Obligaciones Negociables que no devenguen intereses y, a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los intereses punitorios se devengarán a la tasa implícita de las Obligaciones Negociables en cuestión, incrementada en 200 puntos básicos). A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los intereses punitorios se capitalizarán mensualmente el último día de cada mes calendario y serán considerados, a partir de la fecha en que se produzca tal capitalización, como capital a todos los efectos que pudiera corresponder. A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los importes que devenguen intereses conforme con este párrafo no devengarán intereses conforme con el párrafo anterior.

Montos Adicionales

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Co-Emisoras realizarán los pagos respecto de Obligaciones Negociables sin retención o deducción de impuestos, tasas, contribuciones y/u otras cargas gubernamentales presentes o futuras de cualquier naturaleza fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales. En caso que las normas vigentes exijan practicar tales retenciones o deducciones, las Co-Emisoras, en el mismo momento en que efectúen la retención y/o deducción en cuestión, pagarán los montos adicionales necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido respecto de pagos bajo las Obligaciones Negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones (los “Montos Adicionales”).

Sin embargo, y a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las CoEmisoras no abonarán los Montos Adicionales al tenedor de las Obligaciones Negociables en cuestión cuando: (i) en el caso de pagos para los cuales se requiere la presentación de las Obligaciones Negociables para su cancelación, cualquiera de dichas Obligaciones Negociables no fuera presentada por dicho tenedor dentro de los 30 días posteriores a la fecha en que dicho pago se tornó pagadero; (ii) cuando tales deducciones y/o retenciones resultan aplicables en virtud de una conexión entre el tenedor y la Argentina, cualquier subdivisión política de la misma, y/o cualquier autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales, que no sea la mera tenencia de las Obligaciones Negociables y la percepción de pagos de capital, intereses y/u otros montos adeudados en virtud de las Obligaciones Negociables; (iii) en la medida en que tal impuesto, tasa, contribución u otra carga gubernamental no se hubiera impuesto y/o deducido y/o retenido de no ser por la omisión del tenedor de Obligaciones Negociables

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y/o de cualquier otra persona requerida por las normas aplicables, luego de transcurridos 30 días de así serle requerido por las Co-Emisoras por escrito, de proporcionar información, documentos u otras pruebas, en la forma y en las condiciones requeridas por las normas aplicables relativas a la nacionalidad, residencia, identidad, o en relación con una conexión con la Argentina de dicho tenedor o de dicha persona u otra información significativa si tales requisitos fueran exigidos o impuestos por las normas aplicables como una condición previa para una exención total o parcial de dicho impuesto, tasa, contribución y/u otra carga gubernamental; (iv) cuando sea en relación con cualquier impuesto que grave la masa hereditaria, activo, herencia, donación, venta, transferencia o impuesto sobre los bienes personales o impuesto, contribución o carga gubernamental similar; (v) respecto de cualquier impuesto, tasa, contribución u otra carga gubernamental que no fuera pagadera por vía de deducción o retención de los pagos de las Obligaciones Negociables; (vi) respecto de impuestos que no habrían sido fijados si el tenedor hubiera presentado dicha Obligación Negociable para el cobro (cuando se requiera tal presentación) a otro agente de pago; (vii) tales deducciones y/o retenciones sean, en su caso, efectuadas por las Co-Emisoras por haber actuado la misma como “obligado sustituto” del impuesto a los bienes personales argentino con respecto a las Obligaciones Negociables en cuestión y/o a cuenta de cualquier obligado sustituto de dicho impuesto; y/o (viii) cualquier combinación de (i) a (vii).

Tampoco se pagarán Montos Adicionales respecto de cualquier pago sobre cualquier Obligación Negociable a cualquier tenedor que fuera un fiduciario, sociedad de personas o cualquier persona que no sea el único titular beneficiario de dicho pago, si un beneficiario o fiduciante respecto de dicho fiduciario, un socio de tal sociedad de personas o el titular beneficiario de dicho pago no habría tenido derecho a los Montos Adicionales de haber sido el efectivo tenedor de dicha Obligación Negociable.

El Decreto N° 1.076/92 (modificado por el Decreto N° 1.157/92, y ambos ratificados por Ley N° 24.307) eliminó la exención al impuesto a las ganancias respecto de contribuyentes sujetos a las normas de ajuste impositivo por inflación de conformidad con el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias (las sociedades anónimasincluidas las sociedades anónimas unipersonales-, las sociedades en comandita por acciones, las sociedades por acciones simplificadas del Título III de la Ley N°27.349, constituidas en el país, las sociedades de responsabilidad limitada, las sociedades en comandita simple y la parte correspondiente a los socios comanditados de las sociedades en comandita por acciones, en todos los casos cuando se trate de sociedades constituidas en el país, las asociaciones, fundaciones, cooperativas y entidades civiles y mutualistas, constituidas en el país, en cuanto no corresponda otro tratamiento impositivo, las sociedades de economía mixta, por parte de las utilidades no exentas del impuesto, las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1° de la Ley N° 22.016, los fideicomisos constituidos en el país conforme las disposiciones del Código Civil y Comercial de la Nación -excepto aquellos en los que el fiduciante posea la calidad de beneficiario, excepción que no es aplicable en los casos de fideicomisos financieros o cuando el fiduciante-beneficiario sea beneficiario del exterior -, los fondos comunes de inversión constituidos en el país no comprendidos en el primer párrafo del Artículo 1° de la Ley N° 24.083, toda otra clase de sociedades o empresas unipersonales constituidas en el país, los comisionistas, rematadores, consignatarios y demás auxiliares de comercio - no incluidos expresamente en la cuarta categoría del Impuesto a las Ganancias (en adelante los “Sujetos excluidos”)). Las Co-Emisoras en ningún caso pagarán los montos adicionales referidos más arriba a los tenedores que sean Sujetos-excluidos.

Forma

Las Obligaciones Negociables podrán ser co-emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo a lo establecido por la Ley N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados o de cualquier otra forma que sea permitida conforme las normas vigentes y según lo que se determine en los Suplementos correspondientes.

Denominaciones

Las Obligaciones Negociables tendrán la denominación que se especifique en los Suplementos correspondientes.

Registro, Transferencias, Gravámenes y Medidas Precautorias; Depósito Colectivo

El agente de registro de las Obligaciones Negociables será, en su caso, aquel que se especifique en los documentos correspondientes.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las transferencias de Obligaciones Negociables serán, en su caso, efectuadas de acuerdo con los procedimientos aplicables del agente de registro en cuestión.

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A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, el correspondiente agente de registro anotará, en su caso, en el registro de las Obligaciones Negociables en cuestión todo gravamen y/o medida precautoria que se constituya sobre las mismas de acuerdo con cualquier instrucción escrita recibida del tenedor de las Obligaciones Negociables en cuestión y/o con cualquier orden dictada por un tribunal y/u otra autoridad competente.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables podrán ser ingresadas en sistemas de depósito colectivo autorizados por las normas vigentes, en cuyo caso resultarán aplicables a las Obligaciones Negociables en cuestión los procedimientos aplicables del sistema de depósito colectivo en cuestión (incluyendo, sin limitación, los relativos al depósito, registro, transferencias, gravámenes y medidas precautorias).

Las Co-Emisoras podrán, a su solo criterio, solicitar la admisión de las Obligaciones Negociables para su compensación a través de los sistemas de Euroclear S.A. y/o Clearstream Banking.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, “tenedor” de Obligaciones Negociables es aquel que, en la correspondiente fecha de determinación, figura como tal en el registro que a tal fin lleve el correspondiente agente de registro o surja del sistema de depósito colectivo, según corresponda.

Reemplazo

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, en caso que cualquier título global o título definitivo que represente Obligaciones Negociables sea dañado y/o mutilado, o se encuentre aparentemente destruido, extraviado, hurtado o robado, las Co-Emisoras, a solicitud escrita del titular registral del título en cuestión, emitirán un nuevo título en reemplazo del mismo.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, en todos los casos el titular registral que solicite el reemplazo en cuestión denunciará el hecho a las Co-Emisoras, a través de una nota con firma certificada por notario o presentada personalmente ante la CNV o el BCRA, conforme el artículo 1852 y siguientes del Código Civil y Comercial de la Nación. Una vez presentada la denuncia, las Co-Emisoras suspenderán los efectos del título en cuestión y publicará un aviso en el Boletín Oficial y en uno de los diarios de mayor circulación, por un día, en el cual se identificará: i) nombre; ii) documento de identidad; iii) domicilio especial del denunciante; iv) datos necesarios para la identificación de los títulos valores comprendidos; v) especie, numeración, valor nominal y cupón corriente de los títulos, en su caso; y vi) la citación a quienes se crean con derecho para deducir oposición, dentro de los sesenta días. Asimismo, las Co-Emisoras notificarán a CNV y a BYMA sobre el hecho.

Una vez pasados los sesenta días y no existiendo oposición alguna, las Co-Emisoras emitirán un certificado provisorio, o un nuevo título, en caso de tratarse de un título nominativo no endosable. Pasado un año de la entrega del certificado provisorio, las Co-Emisoras lo canjearán por un nuevo título definitivo, a todos los efectos legales, previa cancelación del original, excepto que medie orden judicial en contrario.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los títulos emitidos en virtud de cualquier reemplazo de títulos conforme con esta cláusula serán obligaciones válidas de las CoEmisoras y evidenciarán la misma deuda y tendrán derecho a los mismos beneficios que los títulos reemplazados. A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los nuevos títulos serán entregados en las oficinas de las Co-Emisoras que se detallan en el presente Prospecto, y los gastos y costos derivados de la realización de cualquier reemplazo de Obligaciones Negociables, incluyendo el pago de las sumas suficientes para cubrir cualquier impuesto, tasa, contribución y/u otra carga gubernamental presente o futura de cualquier naturaleza, serán soportados por el titular registral que solicite el reemplazo en cuestión, conforme el artículo 1852 y siguientes del Código Civil y Comercial de la Nación.

Pagos

El agente de pago de las Obligaciones Negociables será, en su caso, aquel que se especifique en los Suplementos correspondientes.

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sistema de depósito colectivo, según corresponda, de acuerdo con los procedimientos aplicables del agente de pago o sistema de depósito colectivo en cuestión.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todos los pagos de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado por las Co-Emisoras bajo las Obligaciones Negociables serán efectuados con fondos de disponibilidad inmediata y mediante cheque o transferencia electrónica a cuentas mantenidas en la Argentina por los titulares registrales de las correspondientes Obligaciones Negociables. A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los pagos de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables, serán efectuados a las personas a cuyo nombre estén registrados las Obligaciones Negociables al final del quinto Día Hábil (según se define más adelante) anterior a la fecha en la cual se deban pagar los intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto en cuestión.

Todos los pagos que las Co-Emisoras deban realizar en virtud de las Obligaciones Negociables se efectuarán en la moneda prevista en los Suplementos correspondientes. En el supuesto de Obligaciones Negociables pagaderas en una moneda que no sea Pesos, los pagos serán efectuados en la moneda determinada en cumplimiento de las normas que pudieran resultar aplicables al respecto.

Los pagos a realizarse en relación con las Obligaciones Negociables en concepto de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto deberán ser realizados en las fechas que se establezcan en los Suplementos correspondientes. A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, si el correspondiente día de pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables no fuera un Día Hábil, dicho pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto no será efectuado en dicha fecha sino en el Día Hábil inmediatamente posterior. Cualquier pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables efectuado en dicho Día Hábil inmediatamente posterior tendrá la misma validez que si hubiera sido efectuado en la fecha en la cual vencía el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado en cuestión, sin perjuicio de que se devengarán los correspondientes intereses hasta dicho Día Hábil inmediatamente posterior. A menos que se especifique lo contrario en los documentos correspondientes, se considerará “Día Hábil” cualquier día que no sea sábado, domingo o cualquier otro día en el cual los bancos comerciales en la Ciudad de Buenos Aires estuvieran autorizados o requeridos por las normas vigentes a cerrar o que, de otra forma, no estuvieran abiertos para operar.

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, los pagos de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo Obligaciones Negociables ingresadas en sistemas de depósito colectivo serán efectuados de acuerdo con los procedimientos aplicables del sistema de depósito colectivo en cuestión.

Compromisos

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes (en los cuales se podrá modificar uno o más de los compromisos detallados a continuación en relación con las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión, establecer que uno o más de los mismos no serán aplicables en relación con las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión, y/o agregar compromisos adicionales a los detallados a continuación en relación con las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión), las Co-Emisoras se obligan a cumplir los siguientes compromisos en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación:

Compromisos de Hacer

Estados Contables, Libros, Cuentas y Registros

Las Sociedades prepararán sus estados contables de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados según fueran aplicados en la Argentina, las normas contables vigentes y las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las normas de la CNV), y los mismos serán dados a conocer entre el público inversor a través de los medios previstos por las normas vigentes. Asimismo, las Sociedades llevarán libros, cuentas y registros de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados según fueran aplicados en la Argentina, las normas contables vigentes y las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las normas de la CNV).

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Personería Jurídica y Bienes

Las Sociedades deberán: (i) mantener vigente su personería jurídica; (ii) tomar todas las medidas necesarias para mantener todos los derechos, privilegios, títulos de propiedad, y otros derechos similares necesarios y/o convenientes para el normal desarrollo de sus negocios, actividades y/u operaciones; y (iii) mantener los bienes que sean necesarios para el adecuado desenvolvimiento de sus negocios, actividades y/u operaciones en buen estado de uso y conservación, debiendo efectuar todas las reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras que resulten necesarias para el normal desarrollo de sus negocios, actividades y/u operaciones.

Mantenimiento de Oficinas

Si para una o más Clases de Obligaciones Negociables las Sociedades no hubieran designado un agente de pago y un agente de registro en la Ciudad de Buenos Aires, las Sociedades mantendrá una oficina en Buenos Aires en la que se podrán presentar las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión para el pago y en la que podrán entregar las Obligaciones Negociables para el registro de transferencias o canjes. Sin perjuicio de lo anterior, en tanto existan Obligaciones Negociables de cualquier Clase en circulación, las Sociedades mantendrán una oficina en Buenos Aires donde se le podrán enviar, en su caso, notificaciones e intimaciones en relación con las Obligaciones Negociables.

Notificación de Incumplimiento

Las Sociedades notificarán inmediatamente a los tenedores de Obligaciones Negociables en circulación, a través de un aviso en el Boletín Informativo del BYMA y en la AIF, la ocurrencia de cualquier Evento de Incumplimiento (según se define más adelante), salvo que el mismo sea remediado y/o dispensado. Dicha notificación especificará el Evento de Incumplimiento y las medidas que las Sociedades se propongan adoptar en relación con el mismo.

Listado y Negociación

En caso que en los Suplementos correspondientes se especifique que las Obligaciones Negociables de una o más Clases y/o Series listarán y/o negociarán en uno o más mercados autorizados del país o del exterior, las Sociedades realizarán sus mejores esfuerzos para obtener y mantener las correspondientes autorizaciones para dicho listado y/o negociación y para cumplir con los requisitos establecidos por mercados autorizados.

Cumplimiento de Normas y Otros Acuerdos

Las Sociedades cumplirán con todas las normas vigentes que le sean aplicables y con todas las obligaciones asumidas bajo cualquier acuerdo del cual sea parte, salvo cuando el incumplimiento de dichas normas o acuerdos no tuviera un efecto significativo adverso en la situación financiera o de otro tipo, los resultados, las operaciones, los negocios o las perspectivas de las Sociedades.

Transacciones con Partes Relacionadas

Las Sociedades realizarán y celebrarán cualquier transacción y/o serie de transacciones que califiquen como actos o contratos con partes relacionadas bajo la Ley de Mercado de Capitales, en cumplimiento de los requisitos establecidos por dicha ley y las demás normas vigentes aplicables.

Compra o Adquisición de Obligaciones Negociables por parte de las Sociedades

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Sociedades y/o cualquier parte relacionada de las Sociedades podrán, de acuerdo con las normas vigentes y en la medida permitida por dichas normas, en cualquier momento y de cualquier forma, comprar y/o de cualquier otra forma adquirir Obligaciones Negociables en circulación y realizar con ellas cualquier acto jurídico, pudiendo en tal caso las Sociedades y/o dicha parte relacionada de las Sociedades, sin carácter limitativo, mantener en cartera, transferir a terceros y/o cancelar tales Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables así adquiridas por las Sociedades (y/o por cualquier parte relacionada de las Sociedades), mientras no sean transferidos a un tercero (que no sea una parte relacionada de las Sociedades), no serán consideradas en circulación a los efectos de calcular el quórum y/o las mayorías en las asambleas de tenedores de las Obligaciones Negociables en cuestión y no darán a las Sociedades ni a dicha parte relacionada de las Sociedades derecho a voto en tales asambleas ni tampoco serán consideradas a los fines de computar los porcentajes referidos en “Eventos de Incumplimiento”

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del presente y/o cualquier otro porcentaje de tenedores referido en el presente y/o en los Suplementos correspondientes.

Rescate a Opción de las Sociedades y/o de los Tenedores

En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas total o parcialmente a opción de las Sociedades y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas, de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. El rescate anticipado parcial se realizará respetando el principio de trato igualitario entre inversores.

Rescate por Razones Impositivas

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Sociedades podrán, mediante notificación irrevocable efectuada a los tenedores de Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, respetando siempre el trato igualitario de los inversores, con una antelación no menor a 30 días ni mayor a 60 días a la fecha en que las Sociedades vayan a efectuar el rescate en cuestión, rescatar cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables en su totalidad, pero no parcialmente, en caso que (i) en ocasión del siguiente pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto bajo las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, las Sociedades se encuentren, o vayan a encontrarse, obligadas a abonar cualquier monto adicional bajo “Montos Adicionales” del presente como resultado de cualquier cambio, modificación y/o reforma de las normas vigentes de la Argentina (y/o de cualquier subdivisión política de la misma y/o cualquier autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales), y/o como resultado de cualquier cambio en la aplicación, reglamentación y/o interpretación gubernamental de dichas normas vigentes, incluida la interpretación de cualquier tribunal competente, toda vez que dicho cambio o modificación entre en vigor en la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión o con posterioridad a la misma; y (ii) dicha obligación no pueda ser evitada por las Sociedades mediante la adopción por parte de las mismas de medidas razonables a su disposición. A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables que se rescaten conforme con la presente cláusula se rescatarán por un importe equivalente al monto de capital no amortizado de las Obligaciones Negociables así rescatados, más los intereses devengados e impagos sobre las mismas a la fecha del rescate en cuestión, más cualquier monto adicional pagadero e impago en ese momento respecto de las mismas, más cualquier otro monto adeudado e impago bajo las Obligaciones Negociables en cuestión.

Eventos de Incumplimiento

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes (en los cuales se podrá modificar uno o más de los eventos de incumplimiento detallados a continuación en relación con las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, establecer que uno o más de los mismos no serán aplicables en relación con las Obligaciones Negociables de la Clase en cuestión, y/o agregar eventos de incumplimiento adicionales a los detallados a continuación en relación con las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión), en caso de ocurrir y mantenerse vigente uno o varios de los siguientes eventos, cada uno de ellos constituirá un “Evento de Incumplimiento”:

(i) incumplimiento por parte de las Sociedades en el pago a su vencimiento de cualquier monto de capital adeudado bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión, y dicho incumplimiento subsista durante un período de cinco días;
(ii) incumplimiento por parte de las Sociedades en el pago a su vencimiento de cualquier monto de intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión (excluyendo cualquier monto de capital adeudado bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión), y dicho incumplimiento subsista durante un período de diez días;
(iii) incumplimiento por parte de las Sociedades de las obligaciones asumidas en el marco del capítulo “Compromisos” del presente (y/o de las obligaciones asumidas en el marco de otros “compromisos” que se establezcan en los Suplementos correspondientes), y dicho incumplimiento subsista durante un período de 30 días;
(iv) incumplimiento por parte de las Sociedades de cualquier obligación bajo las Obligaciones Negociables (distinta de las referidas en los incisos (i), (ii) y/o (iii) anteriores) y dicho incumplimiento subsista durante un período de 30 días contados a partir de la fecha en la cual las

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Sociedades hayan recibido de cualquier tenedor una notificación por escrito en la que se especifique dicho incumplimiento y se solicite su subsanación;

(v) (a) cualquier Endeudamiento (según dicho término se define más adelante) de las Sociedades (distinto de las Obligaciones Negociables), se torna exigible y pagadero con anterioridad a su vencimiento de un modo que no sea a opción de las Sociedades, y/o (b) cualquier Endeudamiento de las Sociedades (distinto de las Obligaciones Negociables), no es pagado a su vencimiento o, según sea el caso, dentro del período de gracia aplicable, y/o (c) incumplimiento por parte de las Sociedades en el pago a su vencimiento de cualquier importe debido en razón de cualquier garantía y/o indemnidad, actual o futura, constituida respecto de cualquier Endeudamiento; siempre que la suma total de los respectivos Endeudamientos, garantías y/o indemnidades respecto de los cuales uno o más de los Eventos de Incumplimiento incluidos en este inciso haya ocurrido sea igual o superior a U$S30.000.000 (o su equivalente en otras monedas), y dicho evento subsista durante un período de 30 días, (salvo que, en los eventos previstos en los puntos (b) y/o (c) de este inciso, la falta de pago se deba exclusivamente a la existencia de controles cambiarios en la Argentina que impidan a las Sociedades efectuar los pagos en cuestión habiendo cumplido con todas la exigencias previstas por las normas vigentes y en la medida que no se hubiera tornado exigible y pagadero con anterioridad a su vencimiento el Endeudamiento, garantía y/o indemnidad en cuestión de acuerdo con sus respectivos términos y las Sociedades acredite que cuenta con los fondos suficientes para efectuar los pagos en cuestión y que no cuenta con ningún otro medio y/o recurso disponible para efectuar tales pagos conforme con las normas vigentes);
(vi) Se dictaren una o más decisiones judiciales finales e irrecurribles, o se librare una orden u órdenes para el pago de dinero, en conjunto, por una suma superior a Dólares Estadounidenses veinticinco millones (U$S25.000.000) (o su equivalente en otra moneda) decididas por uno o más tribunales judiciales, tribunales administrativos o cualquier otro órgano con competencia jurisdiccional respecto de las Co-Emisoras y tales decisiones jurisdiccionales u órdenes (en el monto en exceso de la suma antedicha) no se pagaren, anularen, o revocaren dentro de los sesenta (60) días siguientes a la notificación del pronunciamiento o se hubieren recurrido ante las instancias correspondientes dentro de dicho plazo;
(vii) incumplimiento por parte de las Sociedades de cualquier pago dispuesto por una sentencia firme dictada por un tribunal competente y pasada en autoridad de cosa juzgada, siempre que el importe a pagar dispuesto por dicha sentencia sea igual o superior a U$S25.000.000 (o su equivalente en otras monedas) y hayan transcurrido 30 días desde la fecha de pago dispuesta por la respectiva sentencia;
(viii) las Sociedades (a) son declaradas en concurso preventivo o en quiebra por una sentencia firme dictada por un tribunal competente, y/o las Sociedades son declaradas en cesación de pagos, y/o interrumpen y/o suspenden el pago de la totalidad o de una parte sustancial de sus deudas; (b) piden su propio concurso preventivo o quiebra conforme con las normas vigentes; (c) proponen y/o celebran una cesión general y/o un acuerdo general con o para beneficio de sus acreedores con respecto a la totalidad o a una parte sustancial de sus deudas (incluyendo, sin limitación, un acuerdo preventivo extrajudicial) y/o declaran una moratoria con respecto a dichas deudas; (d) reconocen una cesación de pagos que afecte a la totalidad o una parte sustancial de sus deudas; y/o (e) consienten la designación de un administrador y/o interventor de las Sociedades, respecto de la totalidad o de una parte sustancial de los bienes y/o ingresos de las Sociedades;
(ix) las Sociedades interrumpen el desarrollo de la totalidad o de una parte sustancial de sus actividades u operaciones, excepto con el fin de llevar a cabo una fusión;
(x) cualquier tribunal o autoridad gubernamental competente (i) expropia, nacionaliza y/o confisca la totalidad o una parte sustancial de los bienes y/o ingresos de las Sociedades y/o de su capital accionario; (ii) toma una medida efectiva para la disolución y/o liquidación de las Sociedades, salvo con el objeto de llevar a cabo una fusión; y/o (iii) toma cualquier acción (a) por la cual asuma la custodia y/o el control de la totalidad o una parte sustancial de los bienes y/o ingresos de las Sociedades y/o de las actividades u operaciones de las Sociedades y/o del capital accionario de las Sociedades, y/o (b) que impida a las Sociedades y/o a sus directores, gerentes y/o empleados desarrollar la totalidad o una parte sustancial de sus actividades u operaciones en forma habitual, siempre que dicha acción subsista por un plazo de 30 días y/o tenga un efecto

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significativo adverso sobre los negocios de las Sociedades y/o la capacidad de repago de las Obligaciones Negociables;

(xi) sea ilícito el cumplimiento por parte de las Sociedades de cualquier obligación asumida bajo las Obligaciones Negociables, y/o cualquiera de dichas obligaciones dejara de ser válida, obligatoria y ejecutable; y/o
(xii) los accionistas y/o directores de las Sociedades dispongan la disolución y/o liquidación de Sociedades, excepto con el fin de llevar a cabo una fusión.

A los efectos del presente, “Endeudamiento” significa, sin duplicación, respecto de cualquier persona física, sociedad anónima, sociedad de responsabilidad limitada, fideicomiso, joint venture, asociación, empresa, sociedad de personas, Autoridad Gubernamental o cualquier otra entidad u organización (“Persona”):

(i) toda obligación de dicha Persona resultante de préstamos de dinero;
(ii) toda obligación de dicha Persona instrumentada a través de títulos, debentures , pagarés o documentos similares;
(iii) toda obligación de dicha Persona bajo una venta u otro contrato relativo a propiedades adquiridas por dicha Persona;
(iv) toda obligación de dicha Persona con respecto al diferimiento del pago del precio de compra de bienes o servicios (excluidas las cuentas comerciales a pagarse en el curso ordinario de los negocios de las Co-Emisoras en condiciones de mercado), que deba ser reflejada en el balance de dicha Persona como pasivo de acuerdo a los PCGA;
(v) todo Endeudamiento de terceros garantizado mediante (o en virtud del cual el acreedor de dicho Endeudamiento tenga derecho, condicional o no, a ser garantizado mediante) cualquier Gravamen constituido sobre bienes de propiedad o adquiridos por dicha Persona, sin perjuicio de que dicho Endeudamiento garantizado haya sido contraído o no por dicha Persona, previéndose que, en el caso que dicho Endeudamiento no hubiera sido contraído por dicha Persona, el monto de dicho Endeudamiento, a los fines de este acápite (v) será considerado igual al menor de (x) el total adeudado en virtud de dicho Endeudamiento, y (y) el valor de mercado del bien sobre el cual recae dicho Gravamen determinado de buena fe por de dicha Persona;
(vi) todo Endeudamiento de terceros garantizado por cualquier Garantía de dicha Persona;
(vii) toda obligación, condicional o no, de dicha Persona como parte relativa a cartas de crédito, aceptaciones bancarias, cartas de garantía o instrumentos similares, excepto (x) aquellas coemitidas en el curso ordinario de los negocios de las Co-Emisoras para cancelar cuentas comerciales en condiciones de mercado, o cualquier otra obligación que no constituya un Endeudamiento y (y) aquellas que estén totalmente garantizadas (siempre que tal Garantía esté permitida en el presente);
(viii) toda obligación de dicha Persona relativa a la adquisición de títulos u otros bienes, emergentes de o en conexión con, la venta de dichos títulos o bienes sustancialmente similares por plazos superiores a 30 días; y
(ix) toda obligación de dicha Persona bajo Contratos de Cobertura, previéndose sin embargo que (a) las obligaciones relativas a cualquier acuerdo de ese tipo no serán consideradas como Endeudamiento, bajo ninguna circunstancia distinta de las previstas en la cláusula (b); y (b) todo Endeudamiento al que se hace referencia en la cláusula (a) anterior, de cualquier Persona, será igual a cero salvo y hasta que, lo que suceda primero de, el acaecimiento de un supuesto de incumplimiento bajo dicho Endeudamiento, o que dicho Endeudamiento deba ser cancelado, en cuyo caso (a) dicho Endeudamiento no será considerado como tal a los efectos de la limitación al Endeudamiento que se pudiera establecer en cualquier Suplemento y (b) a los fines del evento de incumplimiento previsto en el apartado (v) de este Prospecto, el monto de dicho Endeudamiento será el del pago cancelatorio debido por dicha Persona, determinado conforme lo establecido en el contrato que gobierne dicho Endeudamiento.

El Endeudamiento de cualquier Persona incluirá el Endeudamiento de cualquier entidad (incluida cualquier sociedad en la cual dicha Persona sea socio solidario), en la medida que dicha Persona sea responsable como consecuencia de su participación en, u otra relación con, dicha entidad, a menos que dicha Persona no resulte responsable por tal Endeudamiento conforme los términos de éste.

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219

“Contratos de Cobertura” significa (i) todo swap de tasas de interés, convenio sobre tasa de interés máxima u otro acuerdo tendiente a otorgar protección contra la fluctuación de las tasas de interés, o (ii) todo contrato de compra de divisas a plazo, swap de divisas o cualquier otro acuerdo tendiente a otorgar protección contra la fluctuación en los tipos de cambio, en cada caso celebrado en el curso ordinario de los negocios y sin fines especulativos.

“Garantía” significa cualquier obligación, eventual o de otro tipo, de una Persona que directa o indirectamente garantice un Endeudamiento u otra obligación financiera de cualquier otra Persona y, sin limitar la generalidad de lo antedicho, toda obligación, directa o indirecta, eventual o de otro tipo, de dicha Persona (i) de comprar o pagar (o adelantar o proveer fondos para su compra o pago) de dicho Endeudamiento u otra obligación de dicha otra Persona (ya sea que se origine en virtud de convenios de asociación de personas, o por un convenio de administración eficiente, de compra de activos, bienes, títulos valores o servicios, contratos takeor-pay o para mantener las condiciones reflejadas en los estados contables o para otro objeto) o (ii) contraída a los fines de garantizar de alguna otra forma al acreedor de dicho Endeudamiento u otra obligación su respectivo pago, o para proteger a dicho acreedor contra toda pérdida incurrida al respecto, ya sea total o parcialmente; disponiéndose que el término “Garantía” no incluye endosos realizados para el cobro o depósito en el curso ordinario de los negocios ni garantías de cumplimiento que no incluyan ninguna obligación de pago contingente. El término “Garantizar”, en su función de verbo, tendrá el significado correspondiente.

“Gravamen” significa (i) en relación con cualquier activo: (a) cualquier hipoteca, fideicomiso, privilegio, prenda, carga o cesión fiduciaria, con el objeto de constituir un derecho real de garantía en relación a dicho activo, o (b) el interés de un vendedor o locador bajo cualquier contrato de venta condicional, leasing o derecho de retención (o cualquier locación financiera que tenga sustancialmente un efecto económico igual al de cualquiera de los anteriores) relacionado con dicho activo; y (ii) en el caso de títulos valores, cualquier opción de compra, licitación o derecho contractual similar de cualquier tercero con relación a dichos títulos valores.

Si se produce y subsiste uno o más Eventos de Incumplimiento, los tenedores de Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación que representen como mínimo el 25% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación podrán, mediante notificación escrita a las Co-Emisoras, declarar la caducidad de los plazos para el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión, deviniendo la totalidad de tales montos exigibles y pagaderos en forma inmediata. En caso que se hubiera producido la caducidad de los plazos para el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables de cualquier clase, los tenedores de Obligaciones Negociables de dicha clase en circulación que representen como mínimo el 51% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación podrán, mediante notificación escrita a las Sociedades, dejar sin efecto la caducidad de los plazos para el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables de dicha clase, siempre y cuando la totalidad de los Eventos de Incumplimiento hubieran sido subsanados y/o dispensados. Las Obligaciones Negociables que hayan sido rescatadas y/o adquiridas por las Co-Emisoras, y/o hayan sido adquiridas por cualquier parte relacionada de las Co-Emisoras, mientras se mantengan en cartera por parte de las Co-Emisoras y/o dicha parte relacionada, no serán consideradas en circulación a los efectos de calcular los porcentajes contemplados en este párrafo.

Las disposiciones anteriores se aplicarán sin perjuicio de los derechos de cada tenedor individual de Obligaciones Negociables de iniciar una acción contra las Co-Emisoras por el pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto vencido e impago bajo las Obligaciones Negociables. Los derechos de los tenedores de Obligaciones Negociables detallados en esta cláusula son adicionales a, y no excluyentes de, cualquier otro derecho, facultad, garantía, privilegio, recurso y/o remedio que los mismos tengan conforme con las normas vigentes.

Rango

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables serán obligaciones directas e incondicionales de las Co-Emisoras, con garantía común sobre su patrimonio y gozarán del mismo grado de privilegio sin ninguna preferencia entre sí. Salvo que las Obligaciones Negociables fueran subordinadas, las obligaciones de pago de las Co-Emisoras respecto de las Obligaciones Negociables, salvo lo dispuesto o lo que pudiera ser contemplado por la ley argentina, tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con garantía común y no subordinadas, presentes y futuras, de las Co-Emisoras oportunamente vigentes.

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Modificación de Ciertos Términos y Condiciones

Las Co-Emisoras pueden, sin necesidad del consentimiento de ningún tenedor, modificar los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, para cualquiera de los siguientes fines:

(i) agregar compromisos en beneficio de los tenedores de cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables;
(ii) agregar eventos de incumplimiento en beneficio de los tenedores de cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables;
(iii) designar un sucesor de cualquier agente de registro, agente de pago y/u otro agente;
(iv) subsanar cualquier ambigüedad, defecto o inconsistencia en los términos y condiciones de cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables; y/o
(v) introducir cualquier cambio que, en opinión de buena fe de los Directorios de las Co-Emisoras, no afecte de modo sustancial y adverso el derecho de ningún tenedor de la clase y/o serie pertinente de Obligaciones Negociables.

Asambleas

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las asambleas de tenedores de una clase y/o serie de Obligaciones Negociables serán convocadas por los Directorios o, en su defecto, las comisiones fiscalizadoras de las Co-Emisoras cuando lo juzguen necesario y/o les fuera requerido por tenedores que representen, por lo menos, el 5% del monto total de capital en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, y para tratar y decidir sobre cualquier asunto que competa a la asamblea de tenedores en cuestión o para efectuar, otorgar y/o tomar toda solicitud, demanda, autorización, directiva, notificación, consentimiento, dispensa, renuncia y/u otra acción que debe ser efectuado, otorgado y/o tomado por la misma. Las asambleas se celebrarán en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en la fecha y en el lugar que determine las CoEmisoras o en su caso el fiduciario o el agente fiscal designado en relación con las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión. Si una asamblea se convoca a solicitud de los tenedores referidos más arriba, el orden del día de la asamblea será el determinado en la solicitud y dicha asamblea será convocada dentro de los 40 días de la fecha en que las Co-Emisoras reciban tal solicitud. Toda asamblea de tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie será convocada en primera convocatoria con una antelación no inferior a diez días ni superior a 30 respecto de la fecha fijada para la asamblea, mediante publicaciones durante cinco Días Hábiles consecutivos en el Boletín Oficial de la Argentina y en un diario de mayor circulación en la Argentina, o en segunda convocatoria con una antelación no inferior a ocho días respecto de la fecha fijada para la asamblea, mediante publicaciones durante tres Días Hábiles consecutivos en el Boletín Oficial de la Argentina y en un diario de mayor circulación en la Argentina. Las asambleas podrán convocarse en primera y segunda convocatoria mediante el mismo aviso de convocatoria. El aviso de convocatoria deberá incluir la fecha, lugar y hora de la asamblea, el correspondiente orden del día y los requisitos de asistencia, y quedando cualquier costo asociado a cargo de las Sociedades.

La convocatoria de Asambleas de tenedores de Obligaciones Negociables deberá ser informada como hecho relevante a través de la AIF. En caso de tratarse de asamblea unánime, será informada con una anticipación no menor a 10 (diez) días hábiles.

Todo tenedor de Obligaciones Negociables de la clase y/o serie correspondiente puede asistir a las asambleas en persona o a través de un apoderado. Los directores, funcionarios, gerentes, miembros de la comisión fiscalizadora y/o empleados de las Co-Emisoras no podrán ser designados como apoderados. Los tenedores que tengan la intención de asistir a las asambleas deberán notificar tal intención a las Co-Emisoras con no menos de tres Días Hábiles de anticipación al de la fecha fijada para la asamblea en cuestión. Los tenedores no podrán disponer de las Obligaciones Negociables a las cuales correspondan dichas comunicaciones hasta después de realizada la asamblea, a menos que sea cancelada la comunicación relativa a tales Obligaciones Negociables.

De conformidad con el Artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables, las asambleas serán presididas por el representante de obligacionistas previamente designado, o en su defecto, por quien la mayoría de los tenedores presentes en la Asamblea en cuestión elijan entre los presentes en la misma; estableciéndose que en caso de no designarse dicho presidente de entre los presentes, la Asamblea será presidida por un miembro del órgano de fiscalización de las Co-Emisoras. Ante la ausencia de estos, será presidida por un representante de la CNV o por quien designe el juez.

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221

Las asambleas de tenedores pueden ser ordinarias o extraordinarias. Corresponde a la asamblea ordinaria la consideración de cualquier autorización, instrucción, o notificación y, en general, todos los asuntos que no sean competencia de la asamblea extraordinaria. Corresponde a la asamblea extraordinaria (i) toda modificación a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables (sin perjuicio que en los supuestos mencionados en los puntos (1) a (6) siguientes se requiere unanimidad, salvo por lo previsto más abajo) y (ii) las dispensas a cualquier disposición de las Obligaciones Negociables (incluyendo, pero no limitado a, las dispensas a un incumplimiento pasado o Evento de Incumplimiento bajo las mismas).

El quórum para la primera convocatoria estará constituido por tenedores que representen no menos del 60% (en el caso de una asamblea extraordinaria) o la mayoría (en el caso de una asamblea ordinaria) del valor nominal en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie que corresponda, y si no se llegase a completar dicho quórum, los tenedores que representen no menos del 30% del valor nominal en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie que corresponda (en el caso de una asamblea extraordinaria) o la persona o personas presentes en dicha asamblea (en el caso de una asamblea ordinaria) constituirán quórum para la asamblea convocada en segunda convocatoria. Tanto en las asambleas ordinarias como en las extraordinarias, ya sea en primera o en segunda convocatoria, las decisiones se tomarán por el voto afirmativo de tenedores que representen la mayoría absoluta del valor nominal en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie que corresponda según sea el caso, presentes o representados en las asambleas en cuestión, estableciéndose, sin embargo, que se requerirá el voto afirmativo de tenedores que representen el porcentaje correspondiente del valor nominal en ese momento en circulación de las Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie que se especifica en “Eventos de Incumplimiento” para adoptar las medidas especificadas en dicho título. No obstante lo anterior, salvo que los Suplementos correspondientes prevean lo contrario de conformidad con el artículo 14 de la Ley de Obligaciones de Negociables, tal como se explica más abajo, se requerirá el voto afirmativo unánime de los tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie afectados en relación con toda modificación de términos esenciales de la emisión, incluyendo, sin carácter limitativo, a las siguientes modificaciones:

(1) cambio de las fechas de pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto bajo las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión;
(2) reducción del monto de capital, de la tasa de interés y/o de cualquier otro monto pagadero bajo las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión;
(3) cambio del lugar y/o moneda de pago de capital, intereses, montos adicionales y/o cualquier otro monto bajo las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión;
(4) reducción del porcentaje del valor nominal en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión necesario para modificar o enmendar los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, y/o para prestar su consentimiento a una dispensa bajo las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, cuando sea aplicable a las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, y/o reducir los requisitos para votar o constituir quórum descriptos anteriormente;
(5) eliminar y/o modificar los Eventos de Incumplimiento de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión; y/o
(6) modificar los requisitos anteriores y/o reducir del porcentaje del monto de capital en circulación de las Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión necesaria para dispensar un Evento de Incumplimiento.

Sin perjuicio de lo recién mencionado, de conformidad con el Artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables, 8vo párrafo, los Suplementos correspondientes podrán prever la posibilidad de modificar términos esenciales de la clase y/o serie de las Obligaciones Negociables en cuestión, sin que resulte aplicable lo dispuesto en el artículo 354 de la Ley General de Sociedades respecto del requisito de unanimidad. De esta manera, las CoEmisoras, pueden establecer en los correspondientes Suplementos mayorías especiales de tenedores para aprobar la modificación de términos esenciales y cualquier otro término de la emisión.

Las Obligaciones Negociables que hayan sido rescatadas y/o adquiridas por las Co-Emisoras y/o cualquier parte relacionada de las Co-Emisoras, mientras se mantengan en cartera, no darán al tenedor derecho a voto ni serán computadas para la determinación del quórum ni de las mayorías en las asambleas.

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222

Todas las decisiones adoptadas por la asamblea serán concluyentes y vinculantes para todos los tenedores de Obligaciones Negociables de la clase y/o serie en cuestión, independientemente de si estaban presentes en la asamblea o no y de que hayan votado o no.

Sin perjuicio de todo lo mencionado anteriormente bajo el presente título “Asambleas” , de conformidad con el artículo 14, último párrafo de la Ley de Obligaciones Negociables, los correspondientes Suplementos podrán prever un procedimiento para obtener el consentimiento de la mayoría exigible de obligacionistas sin necesidad de asamblea, por un medio fehaciente que asegure a todos los obligacionistas la debida información previa y el derecho a manifestarse.

Las asambleas se regirán por las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades (en especial los artículos 354 y 355, por aplicación del artículo 14 de la Ley de Obligaciones Negociables) y las demás normas y requisitos vigentes establecidos por los mercados autorizados en los que se listen y/o negocien la clase y/o serie de Obligaciones Negociables de que se trate en todo lo que no hubiera sido expresamente previsto en el presente. Toda publicidad referida a las asambleas de tenedores de Obligaciones Negociables será informada en la AIF.

Asimismo, mientras dure el aislamiento social preventivo y obligatorio dispuesto por el Decreto N° 297/2020 y sus modificatorios, se podrán celebrar asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables cumpliendo con las formalidades exigidas por las Normas de la CNV y en especial, la RG 830/2020 y/o cualquier otra normativa que la reemplace, actualice y/o modifique en el futuro. En función de la RG 830/3030, se deberán cumplir con los siguientes recaudos:

Garantizar el libre acceso a las asambleas de todos los Tenedores con voz y voto.
La asamblea deberá realizarse por un canal que permita transmitir sonido, imagen y palabras y permitir su grabación en soporte digital.
Tanto la convocatoria como su comunicación por la vía legal y estatutaria correspondiente deberán contener en forma clara y sencilla el canal de comunicación elegido, modo de acceso y procedimiento para emisión de voto a distancia por medios digitales. Asimismo, se debe difundir un correo electrónico.
La comunicación de asistencia de los Tenedores deberá realizarse al correo electrónico brindado al efecto. En el caso de apoderados, deberán enviar el instrumento habilitante con cinco (5) días hábiles de anticipación, suficientemente autenticado para este caso.
El acta de asamblea deberá contener sujetos, carácter de su participación a distancia, lugar donde se encontraban y medio técnico empleado para su participación.
La copia en soporte digital de la asamblea deberá ser conservada por las Co-Emisoras durante cinco (5) años y quedar a disposición de los Tenedores que la soliciten.
Difusión de la convocatoria por todos los medios razonablemente necesarios para garantizar los derechos de los Tenedores.Contar con el quórum necesario para celebrar asambleas extraordinarias y resolver como primer punto del orden del día la celebración a distancia.

Notificaciones

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, todas las notificaciones a los tenedores de Obligaciones Negociables se considerarán debidamente efectuadas cuando se publiquen por un día en el Boletín Informativo del BYMA y en la AIF. Las notificaciones se considerarán efectuadas el día siguiente al día en que se realizó dicha publicación. El costo de cualquier publicación y/o notificación estará a cargo de las Sociedades. Sin perjuicio de ello, las Sociedades efectuarán todas las publicaciones que requieran las normas de la CNV y las demás normas vigentes, y asimismo, en su caso, todas las publicaciones que requieran las normas vigentes de los mercados autorizados del país o del exterior donde se listen y/o negocien las Obligaciones Negociables. Asimismo, podrán disponerse medios de notificación adicionales complementarios para cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables, los cuales se especificarán en el Suplemento correspondiente.

Fiduciarios, Agentes Fiscales y Otros Agentes

Las Obligaciones Negociables podrán ser co-emitidas en el marco de contratos de fideicomiso y/o de contratos de agencia fiscal que oportunamente las Co-Emisoras celebren con entidades que actúen como fiduciarios y/o agentes fiscales, lo cual será especificado en los Suplementos correspondientes. Tales fiduciarios y/o agentes fiscales desempeñarán funciones solamente respecto de las clases de Obligaciones Negociables que se especifiquen en los respectivos contratos, y tendrán los derechos y obligaciones que se especifiquen en los mismos. Asimismo, las Co-Emisoras podrán designar otros agentes en relación con las Obligaciones Negociables

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para que desempeñen funciones solamente respecto de las clases de Obligaciones Negociables que se especifiquen en cada caso. En caso que se designara cualquier fiduciario y/o agente fiscal, y/o cualquier otro agente, en relación con las Obligaciones Negociables de cualquier clase, las Sociedades deberán cumplir en tiempo y forma con los términos y condiciones de los respectivos contratos que celebre con tales fiduciarios, agentes fiscales y/u otros agentes.

Agentes Colocadores

Los agentes colocadores (y agentes co-colocadores, en su caso) de las Obligaciones Negociables de cada clase y/o serie serán aquellos que seleccionen las Co-Emisoras y se especifiquen en los Suplementos correspondientes. Las Co-Emisoras sólo seleccionarán a agentes colocadores /y agentes co-colocadores, en su caso) que se encuentren debidamente autorizados por la CNV para operar en tal función.

Otras Emisiones de Obligaciones Negociables

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Sociedades, sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie en circulación, podrán en cualquier momento emitir nuevas Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que las Obligaciones Negociables de cualquier clase en circulación y que sean iguales en todo sentido, excepto por sus fechas de emisión y/o precios de emisión, de manera que tales nuevas Obligaciones Negociables sean consideradas Obligaciones Negociables de la misma clase que dichas Obligaciones Negociables en circulación y sean fungibles con las mismas. Tales nuevas Obligaciones Negociables serán de una serie distinta dentro de la clase en cuestión.

Ley Aplicable

Las Obligaciones Negociables se regirán por, y serán interpretadas de conformidad con, las leyes de Argentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en los Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos); estableciéndose, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las Obligaciones Negociables por las Sociedades, así como todas las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean “obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades y todas las demás normas vigentes argentinas.

Jurisdicción

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, toda controversia que se suscite entre las Co-Emisoras y los tenedores de Obligaciones Negociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverá definitivamente por el Tribunal de Arbitraje General de la BCBA, o el que se cree en el futuro en la BCBA, en virtud de la delegación de facultades otorgadas por el BYMA a la BCBA en materia de constitución de tribunales arbitrales, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución Nº 18.629 de la CNV. No obstante lo anterior, de conformidad con el Artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación se efectuará ante el tribunal judicial competente.

Acción Ejecutiva

En el supuesto de incumplimiento por parte de las Sociedades en el pago de cualquier monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables, los tenedores de las mismas podrán iniciar acciones ejecutivas ante tribunales competentes de la Argentina para reclamar el pago de los montos adeudados por las Sociedades.

En caso que las Obligaciones Negociables fueran nominativas no endosables representadas por títulos globales, y los beneficiarios tengan participaciones en los mismos pero no sean los titulares registrales de las mismas, el correspondiente depositario podrá expedir certificados de tenencia a favor de tales beneficiarios a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. Asimismo, en caso que las Obligaciones Negociables fueran escriturales, el correspondiente agente de registro podrá expedir certificados de tenencia a favor de los titulares registrales en cuestión a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas.

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Prescripción

Los reclamos contra las Sociedades por el pago de capital y/o intereses bajo las Obligaciones Negociables prescribirán a los cinco y dos años, respectivamente, contados desde la fecha de vencimiento del pago correspondiente.

Duración del Programa

El plazo de duración del Programa, dentro del cual podrán emitirse las Obligaciones Negociables, será de cinco años contados a partir de la fecha de aprobación del Programa por parte de la CNV.

Calificación de Riesgo

Las Co-Emisoras han optado por que el Programa no cuente con calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, las Co-Emisoras podrán optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables, según se establezca en el correspondiente Suplemento.

Plan de Distribución

Las Obligaciones Negociables a ser emitidos en el marco del Programa serán ofrecidas al público en la Argentina de acuerdo con el Artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales Nº 26.831 y las Normas de la CNV, para su colocación por oferta pública a través de uno o más Agentes Colocadores, designados mediante un contrato de colocación, conforme se establezca en el Suplemento correspondiente. Asimismo, las Obligaciones Negociables se adjudicarán por el método que se establezca en el Suplemento respectivo, haciendo referencia a los procedimientos previstos en las Normas de la CNV, a saber: proceso de formación de libros ( book building ), subasta o licitación pública y/o cualquier otro mecanismo que se prevea en el futuro, siempre que dicho método ofrezca garantías de igualdad de trato entre inversores y transparencia; y cumpla con todo lo previsto en las Normas de la CNV. En cada Suplemento se describirá y detallará la forma en que se colocarán, suscribirán y adjudicarán las Obligaciones Negociables.

La colocación primaria de las Obligaciones Negociables se efectuará cumpliendo con las siguientes pautas mínimas:

publicación previa del Prospecto y del Suplemento de Prospecto y toda otra documentación complementaria exigida por las Normas de la CNV; y
difusión de los documentos de la oferta durante un plazo mínimo de tres (3) Días Hábiles con anterioridad a la fecha de inicio del proceso de adjudicación de los títulos (o el plazo mínimo que requieran las Normas de la CNV), informando, entre otros (i) monto o cantidad ofertada indicando si se trata de un importe fijo o rango con un mínimo y máximo; (ii) unidad mínima de negociación; (iii) moneda de denominación; (iv) precio o tasa de interés, según corresponda; (v) plazo o vencimiento; (vi) amortización; (vii) forma de negociación; (vii) detalle de las fechas de inicio de la subasta o licitación, límite de recepción y retiro de ofertas (en este último caso, de corresponder) y liquidación, (viii) definición de las variables, que podrán incluir precio, tasa de interés, rendimiento u otra variable fija y determinada, detallando las reglas de prorrateo si las ofertas excedieran el monto licitado

Las Obligaciones Negociables podrán ser colocadas mediante licitación pública ciega -de “ofertas selladas”– o abierta, conforme lo definan las Co-Emisoras en cada oportunidad.

Mercados

Se podrá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables a ser co-emitidas bajo el Programa en el BYMA y/o su negociación en el MAE o cualquier otro mercado autorizado de la Argentina y/o del exterior, incluyendo, sin limitación, la Bolsa de Valores de Luxemburgo y el Mercado Euro MTF, según se especifique en los Suplementos correspondientes, a opción de las Co-Emisoras. Asimismo, se podrá solicitar que sean elegibles para su transferencia a través de Euroclear y/o Clearstream, en los términos de (a) la Ley Nº 26.831, y sus modificatorias y reglamentarias, y demás normas vigentes, y (b) el Capítulo IV, Título VI de las normas de la CNV.

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INFORMACIÓN ADICIONAL

a) Instrumento Constitutivo y Estatutos

Información del Garante

Objeto Social

El objeto social de Albanesi está previsto en el artículo 3 de sus estatutos y consiste en las siguientes actividades: a) Inversoras: de capitales en empresas y sociedades constituidas o a constituirse, adquisición y negociación de títulos, acciones, bonos y demás valores mobiliarios, adquisición de bienes para su posterior locación, prestación en licitación de todo tipo, municipales, provinciales, nacionales e internacionales; y b) Financieras: otorgar préstamos en moneda nacional o extranjera, de bonos externos o títulos públicos o privados, a corto y largo plazo, con o sin garantías, descontar, negociar, aceptar y vender letras, pagarés, prendas, cheques, giros y demás papeles de crédito creados o a crearse, avales, fianzas u otras garantías. Quedan excluidas todas las operaciones contempladas en la Ley de Entidades Financieras.

Capital social

Las acciones son clase única de V/N $ 1 y de 1 voto por acción.

Directorio

El directorio estará compuesto por el número de miembros determinado por la asamblea, entre un mínimo de cinco (5) y un máximo de nueve (9) directores titulares, y la asamblea elegirá al menos 1 (un) director suplente y hasta el número que estime conveniente. Los directores durarán en sus cargos 3 (tres) ejercicios. La misma Asamblea designará a un Presidente. El quórum para constituirse y funcionar será de la mayoría absoluta de sus integrantes y las distintas cuestiones serán resueltas por mayoría absoluta de votos presentes. El Directorio también podrá celebrar sus reuniones con sus miembros comunicados entre sí por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras, computándose a los efectos del quórum tanto a los directores presentes como a los que participan a distancia. Las actas de las reuniones con sus miembros comunicados entre sí mediante medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras serán confeccionadas y firmadas dentro de los cinco (5) días hábiles de celebrada la reunión por los miembros presentes y el representante del órgano de fiscalización. El órgano de fiscalización deberá dejar expresa constancia en el acta de los nombres de los directores que han participado a distancia y de la regularidad de las decisiones adoptadas en el curso de la reunión. El acta consignará las manifestaciones tanto de los directores presentes como de los que participen a distancia y sus votos con relación a cada resolución adoptada. En caso de empate en las votaciones, el Presidente desempatará votando nuevamente.

En virtud de la Fusión 2021, a partir de la Fecha Efectiva de Fusión y hasta la correspondiente inscripción en la IGJ, el Directorio de GEMSA tomó a su cargo la administración de los activos y pasivos de las Sociedades Absorbidas, con suspensión de quienes la ejercitaban, de acuerdo al artículo 84 de la LGS. En este sentido, GEMSA actuará en nombre propio en todos los actos que realice en la administración de los negocios de las Sociedades Absorbidas a fusionar y corresponderán a la sociedad absorbente todas las ganancias, pérdidas y consecuencias de los actos realizados en dicho período. Sin perjuicio de ello, se deja constancia que todos los actos realizados y llevados adelante por GEMSA a partir de la Fecha Efectiva de Fusión, como consecuencia de la gestión de los negocios a fusionar, serán considerados como realizados por cuenta y orden de las Sociedades Absorbidas, en caso de que el Acuerdo Definitivo de Fusión no pudiera inscribirse en los Registros Públicos correspondientes por cualquier causa. Para mayor información véase “ Políticas de las Co-Emisoras – (a) Políticas de inversiones y de financiaciones – Fusión 2021 ” de este Prospecto.

Transferencia de acciones. Derechos.

Con relación a la transferencia de acciones entre vivos por parte de un accionista del Garante (“Parte Adquirente”), el estatuto prevé que la misma deberá ser por un precio en dinero, expresado en una oferta incondicional efectuada por una persona (en adelante denominado el “Adquirente”) que: (i) acredite por cualquier medio contar con los recursos financieros necesarios para adquirir la participación ofrecida; (ii) no sea un competidor de las sociedades del grupo, y; (iii) posea la idoneidad y experiencia necesaria, suficientemente demostradas, para llevar a adelante los negocios sociales y actividades comerciales de las sociedades del grupo. La falta de verificación de cualquiera de estas condiciones obligará a reiniciar el procedimiento establecido, salvo liberación expresa de todos los accionistas no enajenantes.

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Los estatutos prevén un derecho de opción de compra a favor del resto de los accionistas (“Parte No Enajenante”) para el supuesto de transferencia de acciones entre vivos, en virtud del cual la Parte No Enajenante goza del derecho preferente para adquirir las acciones que se quieren transferir en las mismas condiciones ofrecidas al Adquirente propuesta u ofertadas por éste o el derecho de ofrecer en venta la totalidad o parte de sus acciones al Adquirente, en cuyo caso la venta se hará al precio indicado y a prorrata de las tenencias de la Parte Enajenante y la Parte No Enajenante, si el Adquirente no deseara adquirir la totalidad de las acciones de todas las partes. Si la Parte No Enajenante no aceptare la oferta por todas las acciones que se pretenden transferir al Adquirente en los términos del estatuto, la Parte Enajenante podrá disponer sin más de dichas acciones a favor del Adquirente en los términos y condiciones que fueron propuestos. La transmisión de acciones deberá ser realizada de acuerdo a las demás estipulaciones contenidas en el estatuto aplicables.

En caso de transmisión de acciones por causa de muerte se requerirá del previo consentimiento de la mayoría absoluta de los votos, expresado en asamblea general de accionistas convocada al efecto. En caso de falta de aprobación a la incorporación de los sucesores del accionista fallecido, la asamblea resolverá sobre la adopción de cualquiera de los siguientes procedimientos: (i) la oferta a los restantes accionistas para su adquisición en forma proporcional o a prorrata entre todos los accionistas que ejercen la opción o; (ii) el rescate de las acciones mediante la reducción del capital social y el pago a los accionistas del valor correspondiente a las mismas. En ambos casos, el valor a reconocer a los sucesores se determinará mediante la aplicación del procedimiento previsto en la Ley General de Sociedades para el ejercicio del derecho de receso, tomando la fecha de fallecimiento del accionista como la fecha para determinar el balance que debe utilizarse a los efectos de la fijación del valor de las acciones conforme al artículo 245 de la Ley General de Sociedades.

Bonos de participación para el personal

La asamblea de accionistas podrá decidir la emisión de bonos de participación para el personal previstos en el artículo 230 de la Ley General de Sociedades, en el número que la misma determine. Los bonos participarán de las utilidades del ejercicio mediante una alícuota proporcional que le corresponda a cada uno y de acuerdo con el número existente en circulación a la fecha de terminación del ejercicio económico al que correspondan dichas utilidades. La alícuota será decidida por la asamblea de accionistas que apruebe su emisión. La participación será asignada luego de absorbidas las pérdidas de ejercicios anteriores que pudieren existir, siendo condición para su efectivización que la asamblea de accionistas resuelva previamente el pago de dividendos a los accionistas. Las Sociedades, en cualquier momento, tendrán derecho de rescate de los bonos, la cual se efectuará con ganancias realizadas y líquidas. Los bonos caducarán automáticamente al momento en que su titular deje de estar en relación de dependencia con el Garante. Podrá emitirse un solo título representativo de uno o más bonos a favor de un mismo titular.

Asambleas de accionistas

Las asambleas de accionistas se regirán por las disposiciones del artículo 233 de la Ley General de Sociedades. Las asambleas pueden ser citadas en forma simultánea en primera y segunda convocatoria en la forma prevista en el artículo 237 de la Ley General de Sociedades. En caso de convocatoria sucesiva, se estará a lo dispuesto en el artículo 237 antes citado. Rigen el quórum y mayorías determinados por los artículos 243 y 244 de la Ley General de Sociedades, según la clase de asamblea, convocatoria y materias de que se traten, excepto en cuanto al quórum de la asamblea extraordinaria en segunda convocatoria, la que se considerará constituida con la concurrencia del 50% como mínimo de las acciones con derecho a voto.

Información de GEMSA

Objeto Social

El objeto social de GEMSA está previsto en el artículo 4 de los estatutos. GEMSA tendrá por objeto: a) Desarrollar proyectos energéticos mediante (i) el cateo, prospección, exploración, explotación, producción, perforación, extracción, elaboración, comercialización, compra y venta de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos y sus derivados, pudiendo a este efecto ejercer todos los actos relacionados con la industria energética, petrolera y gasífera, desde el sondeo hasta la obtención de sus productos refinados y productos, su almacenaje, transporte y distribución, almacenaje y trasporte de minerales líquidos y gaseosos de cualquier categoría, inclusive los radioactivos, elaboración, procesamiento y transporte de materias primas y productos relacionados con la petroquímica; y (ii) la generación, transporte, distribución, importación, exportación, y comercialización de energía eléctrica incluyendo la explotación, operación, asistencia técnica y administrativa de plantas, presas y complejos de generación térmica, hidro-térmica, hidroeléctrica, eléctrica, y de cualquier otro sistema de generación, trasformación y utilización de energía eléctrica en cualquiera de sus formas; b) Ejecutar proyectos,

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dirigir y administrar y realizar obras de cualquier naturaleza, incluyendo entre otras en ese concepto a las mecánicas, sanitarias, eléctricas, gasoductos, viaducto, poliducto, construcciones portuarias, pavimentaciones, urbanizaciones mensuras, obras de ingeniería y/o arquitectónicas en general, sean públicas o privadas; y c) Realizar inversiones y operaciones financieras de cualquier clase, incluyendo la compra, venta y negociación de acciones, debentures, Obligaciones Negociables, valores inmobiliarios y papeles de comercio en general y el aporte de capital a sociedades constituidas o a constituirse y para negocios realizados o a realizarse. Otorgar garantías y/o asumir obligaciones por deudas de terceros, en la medida que por tales actividades la sociedad reciba una contraprestación y/o un beneficio. Quedan excluidas las operaciones comprendidas en la Ley 21.526. A los efectos de realizar su objeto la sociedad tendrá plena capacidad para adquirir derechos y contraer obligaciones.

Capital social.

Las acciones son clase única de V/N $ 1 y de 1 voto por acción.

Directorio

Transferencia de acciones. Derechos.

Con relación a la transferencia de acciones entre vivos por parte de un accionista de GEMSA (“Parte Adquirente”), el estatuto prevé que la misma deberá ser por un precio en dinero, expresado en una oferta incondicional por una persona (el “Adquirente”) que (i) acredite por cualquier medio contar con los recursos financieros necesarios para adquirir la participación ofrecida; (ii) no sea un competidor de las sociedades del grupo, y; (iii) posea la idoneidad y experiencia necesaria, suficientemente demostradas, para llevar a adelante los negocios sociales y actividades comerciales de las sociedades del grupo. La falta de verificación de cualquiera de estas condiciones obligará a reiniciar el procedimiento previsto en los estatutos, salvo liberación expresa del resto de los accionistas.

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Bonos de participación para el personal

La asamblea de accionistas podrá decidir la emisión de bonos de participación para el personal previstos en el artículo 230 de la Ley General de Sociedades, en el número que la misma determine. Los bonos participarán de las utilidades del ejercicio mediante una alícuota proporcional que le corresponda a cada uno y de acuerdo con el número existente en circulación a la fecha de terminación del ejercicio económico al que correspondan dichas utilidades. La alícuota será decidida por la asamblea de accionistas que apruebe su emisión. La participación será asignada luego de absorbidas las pérdidas de ejercicios anteriores que pudieren existir, siendo condición para su efectivización que la asamblea de accionistas resuelva previamente el pago de dividendos a los accionistas. Las Sociedades, en cualquier momento, tendrán derecho de rescate de los bonos, la cual se efectuará con ganancias realizadas y líquidas. Los bonos caducarán automáticamente al momento en que su titular deje de estar en relación de dependencia con GEMSA. Podrá emitirse un solo título representativo de uno o más bonos a favor de un mismo titular.

Asambleas de accionistas

Las asambleas de accionistas se regirán por las disposiciones del artículo 233 de la Ley General de Sociedades. Las asambleas pueden ser citadas en forma simultánea en primera y segunda convocatoria en la forma prevista en el artículo 237 de la Ley General de Sociedades, sin perjuicio de lo allí dispuesto para el caso de asamblea unánime, en cuyo caso se celebrará en segunda convocatoria el mismo día, una hora después de fracasada la primera. En caso de convocatoria sucesiva, se estará a lo dispuesto en el artículo 237 antes citado. Rigen el quórum y mayorías determinados por los artículos 243 y 244 de las leyes N° 19.550 y 22.686, respectivamente, según la clase de asamblea, convocatoria y materias que se traten, excepto en cuanto al quórum en la constitución de la asamblea extraordinaria en segunda convocatoria, la que se considerará constituida con la concurrencia del 50% como mínimo de las acciones con derecho a voto.

Información de CTR

Objeto Social

El objeto social de CTR está previsto en el artículo 3 de los estatutos. CTR tendrá por objeto: a) Desarrollar proyectos energéticos mediante (i) el cateo, exploración, explotación, producción, perforación, extracción, elaboración, comercialización, compra y venta de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos y sus derivados, pudiendo a este efecto ejercer todos los actos relacionados con la industria energética, petrolífera y gasífera, desde el sondeo hasta la obtención de sus productos refinados y subproductos directos, su almacenaje, transporte y distribución, explotación, destilación, industrialización, comercialización, almacenaje y transporte de minerales líquidos y gaseosos de cualquier categoría, inclusive los radioactivos, elaboración, procesamiento y transporte de materias primas y productos relacionados con la petroquímica; y (ii) la generación de energía eléctrica incluyendo la explotación, operación, asistencia de plantas, presas y complejos de generación térmica, hidrotérmica, hidroeléctrica, eléctrica, y de cualquier otro sistema de generación, trasformación y utilización de energía eléctrica en cualquiera de sus formas; b) Prestación de servicios, administración y realización de obras eléctricas, gasoductos y otras relacionadas con la actividad, en general, sean pública o privadas. A los efectos de realizar su objeto CTR tendrá plena capacidad para adquirir derechos, contraer obligaciones y realizar todos los actos que no contraríen las leyes vigentes o se opongan a su Estatuto.

Capital social

Las acciones son clase única de V/N $ 1 y de 1 voto por acción.

Directorio

El directorio estará compuesto por el número de miembros determinado por la asamblea, entre un mínimo de uno (1) y un máximo de cinco (5) directores titulares, pudiendo la asamblea elegir menor o igual número de suplentes. Los directores durarán en sus cargos 3 (tres) ejercicios, pudiendo ser reelegidos. La Asamblea de Accionistas designará al Presidente. El quórum para constituirse y funcionar será de la mayoría absoluta de sus integrantes y las distintas cuestiones serán resueltas por mayoría absoluta de votos presentes. El directorio tendrá amplias facultades de administración y disposición.

Transferencia de acciones. Derechos

Con relación a la transferencia de acciones entre vivos por parte de un accionista de CTR (“Parte Adquirente”), el estatuto no prevé un mecanismo específico. Sin perjuicio de ello, el Convenio de

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Emprendimiento Común y Acuerdo de Accionistas de Central Térmica Roca S.A. (el “Acuerdo”) suscripto por Albanesi Inversora S.A. y Tefu S.A. con fecha 31 de agosto de 2011 establece lo siguiente: Se establece que los Accionistas no podrán transferir el todo o parte de sus acciones sin la autorización por escrito del otro Accionista. Asimismo, debe seguirse el siguiente mecanismo que asegura el Derecho de Opción de compra preferente del otro Accionista: (i) El Accionista Enajenante debe notificar al Directorio y al Accionista No Enajenante su intención de transferir sus Acciones a un tercero debiendo constar en dicha notificación la identidad del adquirente, la cantidad de acciones ofrecidas y que se ha notificado al tercero adquirente de la existencia de este Derecho de Opción de Compra preferente; (ii) Dentro de los 15 días corridos de la notificación mencionada, el Accionista No Enajenante puede, a su sola opción, o bien ejercer el derecho preferente de adquirir las Acciones ofrecidas o bien ofrecer a la venta parte o la totalidad de sus Acciones al Adquirente. En caso de no ejercer su opción en este período, se entenderá que el Accionista No Enajenante ha rechazado su oferta quedando autorizado el Accionista Enajenante para disponer de las Acciones en favor del tercero Adquirente.

En cuanto al Precio de las Acciones a enajenar: (i) si la transferencia es entre los Accionistas, se establece en el Acuerdo un mecanismo especial de valuación, en el cual se designará a una consultora de prestigio internacional que se encargue de ello; (ii) si la transferencia es a un tercero, el precio será establecido por el Accionista Enajenante.

Asambleas de accionistas

Las asambleas de accionistas se regirán por las disposiciones del artículo 233 de la ley 19.550. Las asambleas pueden ser citadas en forma simultánea en primera y segunda convocatoria en la forma prevista en el artículo 237 de la ley 19.550, sin perjuicio de lo allí dispuesto para el caso de asamblea unánime, en cuyo caso se celebrará en segunda convocatoria el mismo día, una hora después de fracasada la primera. En caso de convocatoria sucesiva, se estará a lo dispuesto en el artículo 237 antes citado. Rigen el quórum y mayorías determinados por los artículos 243 y 244 de las leyes N° 19.550 y 22.686, respectivamente, según la clase de asamblea, convocatoria y materias que se traten, excepto en cuanto al quórum en la constitución de la asamblea extraordinaria en segunda convocatoria, que se considerará constituida cualquiera sea el número de accionistas presentes con derecho a voto.

Reuniones societarias a distancia – Resolución CNV 830 /2020

Con fecha 3 de abril de 2020, la CNV emitió la Resolución General N° 830/2020, que entró en vigencia el día 5 de abril de 2020, reglamentando la celebración de reuniones de directorio y asambleas a distancia, aun cuando dicho extremo no se encuentre contemplado en el estatuto social de las emisoras (tal como es el caso de las Sociedades), durante la vigencia del Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia Nº 297/2020, (para más información ver “La pandemia actual generada por el virus del COVID-19 y las medidas gubernamentales adoptadas para limitar la propagación del virus están teniendo un impacto significativo en las economías internacionales y en la economía de Argentina” en la sección “ Factores de Riesgo”) siempre que se cumplan, entre otros, los siguientes recaudos:

Garantizar el libre acceso a las reuniones de todos los accionistas con voz y voto.
La reunión deberá realizarse por un canal que permita transmitir sonido, imagen y palabras y permitir su grabación en soporte digital.
Tanto la convocatoria como su comunicación por la vía legal y estatutaria correspondiente deberán contener en forma clara y sencilla el canal de comunicación elegido, modo de acceso y procedimiento para emisión de voto a distancia por medios digitales. Asimismo, se debe difundir un correo electrónico.
La comunicación de asistencia de los accionistas deberá realizarse al correo electrónico brindado al efecto. En el caso de apoderados, deberán enviar el instrumento habilitante con cinco (5) días hábiles de anticipación, suficientemente autenticado para este caso.
El acta de asamblea deberá contener sujetos, carácter de su participación a distancia, lugar donde se encontraban y medio técnico empleado para su participación.
La copia en soporte digital de la reunión deberá ser conservada por las Co-Emisoras durante cinco (5) años y quedar a disposición de los socios que la soliciten.
El órgano de fiscalización deberá hacer un ejercicio pleno de todas sus funciones velando por el debido cumplimiento de las normas legales, reglamentarias y estatutarias, con especial observancia a los recaudos mínimos contenidos en la Resolución.
Difusión de la convocatoria por todos los medios razonablemente necesarios para garantizar los derechos de los accionistas.

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Contar con el quórum necesario para celebrar asambleas extraordinarias y resolver como primer punto del orden del día la celebración a distancia con la mayoría exigible para la reforma del estatuto social.

Durante el período señalado en la Resolución General N° 830/2020, se podrán celebrar reuniones del órgano de administración a distancia, aun en el supuesto en que el estatuto social no las hubiera previsto, en la medida que se cumpla con lo dispuesto por el artículo 61 de la Ley de Mercado de Capitales.

Asimismo, y debido a las medidas de emergencia sanitaria vigentes, se establece que una vez levantadas las mismas, la primera asamblea de accionistas presencial que se celebre deberá ratificar lo actuado por el órgano de administración como punto expreso del orden del día, con el quórum exigible para las asambleas extraordinarias y con las mayorías necesarias para la reforma del estatuto social.

b) Contratos Importantes

A la fecha del presente Prospecto, las Co-Emisoras no cuentan con contratos importantes distintos de aquellos originados en el curso ordinario de los negocios.

c) Controles de Cambio

Advertencia

A continuación, se presenta un resumen de ciertas cuestiones relativas al acceso al mercado cambiario en Argentina para la transferencia de divisas al exterior. Dicho resumen (i) no es un análisis completo ni una enumeración de la totalidad de las regulaciones, cuestiones o consecuencias cambiarias que puedan resultar de interés para un tenedor de Obligaciones Negociables; (ii) se realiza a título meramente informativo; (iii) se basa en las reglamentaciones vigentes en la Argentina a la fecha del presente Prospecto; y (iv) se encuentra sujeto a modificaciones posteriores de dichas leyes y reglamentaciones que puedan entrar en vigencia con posterioridad a la fecha del presente Prospecto. No puede garantizarse que los tribunales y autoridades responsables de la aplicación de dichas reglamentaciones estarán de acuerdo con la interpretación de dichas reglamentaciones que se efectúa en el siguiente resumen o que no habrá cambios en dichas reglamentaciones o en la interpretación de las mismas por parte de tales tribunales y autoridades. En consecuencia, se aconseja a todo posible interesado consultar con sus propios asesores legales acerca de las consecuencias cambiarias, en sus circunstancias particulares, relacionadas con el pago, adquisición, titularidad, disposición y con el cobro de cualquier suma adeudada en virtud de Obligaciones Negociables, conforme a las reglamentaciones que puedan resultarle aplicables.

Todas las referencias a “Comunicaciones” son efectuadas a Comunicaciones del BCRA.

Introducción

En el año 2002 el Gobierno Argentino impuso una serie de restricciones a la economía después de 10 años de convertibilidad entre las que se incluyeron aquellas destinadas al control de ingreso y egreso de divisas.

El 9 de junio de 2005, a través del Decreto Nº 616/2005, el poder ejecutivo estableció que (a) todo ingreso de fondos al MULC originado en el endeudamiento con el exterior de personas humanas o jurídicas pertenecientes al sector privado, excluyendo los referidos al financiamiento del comercio exterior y a las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado y/o negociación en mercados autorizados; (b) todo ingreso de fondos de no residentes cursados por el MULC destinados a: tenencias de moneda local, adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de acciones que cuenten con oferta pública y listado y/o negociación en mercados autorizados, e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercados secundarios; deberían cumplir los siguientes requisitos: (i) los fondos ingresados sólo podían ser transferidos fuera del MULC al vencimiento de un plazo de 365 días corridos contados desde la fecha de toma de razón del ingreso de los mismos; (ii) el resultado de la negociación de cambios de los fondos ingresados debía acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (iii) debía constituirse un depósito nominativo, no transferible y no remunerado por el 30% del monto involucrado en la operación correspondiente durante un plazo de 365 días corridos según lo dispuesto en las regulaciones; y (iv) dicho depósito debía ser constituido en Dólares y depositado en las entidades financieras del país, no devengando intereses ni beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía o colateral de operaciones de crédito de ningún tipo.

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Sin perjuicio de que durante la gestión del ex Presidente Mauricio Macri se emitieron numerosas Comunicaciones a los efectos de flexibilizar el MULC, a causa de diversos factores que impactaron en la evolución de la economía argentina y la incertidumbre provocada en los mercados financieros, y en respuesta a la inquietud del Gobierno argentino acerca de la inestabilidad cambiaria general y la incertidumbre generada en el marco del proceso eleccionario que tuvo lugar durante 2019, con fecha 1 de septiembre de 2019, el Poder Ejecutivo Nacional emitió el Decreto de Necesidad de Urgencia N° 609/2019, que estableció que, en principio hasta el 31 de diciembre de 2019, el contravalor de la exportación de bienes y servicios debía ingresarse al país en divisas y/o negociarse en el mercado de cambios en las condiciones y plazos que estableciera el BCRA oportunamente. En ese marco, el mismo 1 de septiembre de 2019, el BCRA emitió la Comunicación “A” 6770 con el objetivo de regular desde esta fecha los ingresos y los egresos en el mercado de cambios a efectos de mantener la estabilidad cambiaria y proteger las reservas internacionales ante el alto grado de incertidumbre y volatilidad del tipo de cambio. Con posterioridad, el BCRA emitió ciertas comunicaciones modificando la Comunicación “A” 6770, profundizando los controles de cambios y las restricciones al ingreso y egreso de divisas.

A continuación, se describen los aspectos más importantes de la normativa cambiaria emitida por el BCRA (el “Texto Ordenado de Exterior y Cambios”):

1. Ingresos por el mercado de cambios

1.1. Cobros de exportaciones de servicios

De conformidad con el punto 2.2 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, los cobros por la prestación de servicios por parte de residentes a no residentes deberán ser ingresados y liquidados en el mercado de cambios en un plazo no mayor a los 5 días hábiles a partir de la fecha de su percepción en el exterior o en el país o de su acreditación en cuentas del exterior, salvo por ciertas excepciones.

En el caso de fondos percibidos o acreditados en el exterior, se podrá considerar cumplimentado el ingreso y liquidación por el monto equivalente a los gastos habituales debitados por las entidades financieras del exterior por la transferencia de fondos al país.

1.2. Enajenación de activos no financieros no producidos

De conformidad con el punto 2.3 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, la percepción por parte de residentes de montos en moneda extranjera por la enajenación a no residentes de activos no financieros no producidos deberá ingresarse y liquidarse en el mercado de cambios dentro de los 5 días hábiles de la fecha de percepción de los fondos en el exterior o en el país o de su acreditación en cuentas del exterior.

1.3. Endeudamientos financieros con el exterior

De conformidad con el punto 2.4 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las deudas de carácter financiero con el exterior desembolsadas a partir de 01.09.19 deberán ser ingresadas y liquidadas en el mercado de cambios como requisito para el posterior acceso al mismo a los efectos de atender sus servicios de capital e intereses.

En el caso de las entidades autorizadas a operar con cambios, lo previsto en el párrafo precedente se considerará cumplido con el ingreso de los fondos a la Posición General de Cambios (la “PGC”).

1.4. Emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera

De conformidad con el punto 2.5 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las emisiones de residentes de títulos de deuda con registro público en el país a partir del 29.11.19, denominadas y suscriptas en moneda extranjera y cuyos servicios de capital e intereses sean pagaderos en el país en moneda extranjera, deberán ser liquidadas en el mercado de cambios como requisito para el posterior acceso al mismo a los efectos de atender sus servicios de capital e intereses.

En el caso de las entidades autorizadas a operar con cambios, lo previsto en el párrafo precedente se considerará cumplido con el ingreso de los fondos a la PGC.

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1.5. Excepciones a la obligación de liquidación

De conformidad con el punto 2.6 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, no resultará exigible la liquidación en el mercado de cambios de los fondos en moneda extranjera que reciban los residentes por las operaciones previstas en los puntos 2.1. a 2.5 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, en la medida que se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones:

Los fondos ingresados sean acreditados en cuentas en moneda extranjera de titularidad del cliente en entidades financieras locales.
El ingreso se efectúe dentro del plazo para la liquidación de los fondos en el mercado de cambios que sea aplicable a la operación.
Los fondos en moneda extranjera se apliquen de manera simultánea a operaciones por las cuales la normativa cambiaria vigente permite el acceso al mercado de cambios contra moneda local, considerando los límites previstos para cada concepto involucrado.
Si el ingreso correspondiese a nueva deuda financiera con el exterior y el destino fuese la precancelación de deuda local en moneda extranjera con una entidad financiera, la nueva deuda con el exterior deberá tener una vida promedio mayor a la que se precancela con la entidad local.
La utilización de este mecanismo resulte neutro en materia fiscal.

A los efectos del registro de estas operaciones se deberán confeccionar dos boletos sin movimiento de Pesos, por los conceptos de compra y venta que correspondan, computándose el monto por el cual se utiliza este mecanismo a los efectos de los límites mensuales que pudieran ser aplicables según el caso.

En todos los casos se deberá contar con una declaración jurada del cliente en la que deja constancia de tener conocimiento de que los fondos que se aplican bajo esta modalidad serán computados a los efectos del cálculo de los límites que normativamente correspondan al concepto de venta de cambio que corresponda y que no los exceda.

1.6. Cobro de Exportaciones

De conformidad con las secciones 7, 8 y 9 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, el contravalor en divisas de exportaciones oficializadas a partir del 2 de septiembre de 2019 hasta alcanzar el valor facturado según la condición de venta pactada deberá ingresarse al país y liquidarse en el mercado de cambios en los siguientes plazos a computar desde la fecha del cumplido de embarque otorgado por la Aduana:

(i) 15 días corridos para las exportaciones de bienes que correspondan a las posiciones arancelarias: 1001.19.00, 1001.99.00, 1003.90.10, 1003.90.80, 1005.90.10 (excepto el maíz pisingallo), 1007.90.00, 1201.90.00, 1208.10.00, 1507.10.00, 1507.90.19, 1517.90.90 (excepto aquellos que no contengan soja) y a las posiciones arancelarias: 2304.00.10 o 2304.00.90.
(ii) 30 días corridos para las exportaciones de bienes que correspondan al capítulo 27 del Código Arancelario (excepto la posición 2716.00.00).
(iii) 60 días corridos para las operaciones entre partes vinculadas que no correspondan a los bienes indicados en los puntos 1.1.1.1 y 1.1.1.2 y las exportaciones correspondientes a los capítulos 26 (excepto las posiciones 2601.11.00, 2603.00.90, 2607.00.00, 2608.00.10, 2613.90.90, 2616.10.00, 2616.90.00 y 2621.10.00) y 71 del Código Arancelario (excepto las posiciones 7106.91.00, 7108.12.10 y 7112.99.00).

Se aclara que los exportadores que realizaron operaciones con partes vinculadas que correspondan a bienes comprendidos en el punto (i) debajo, podrán solicitar a la entidad encargada del seguimiento de la destinación que extienda el plazo hasta aquel previsto en dicho punto cuando: (i) el importador sea una sociedad controlada por el exportador argentino; y (ii) el exportador no haya registrado exportaciones por un valor total superior al equivalente a U$S50 millones en el año calendario inmediato anterior a la oficialización de la destinación.

(i) El plazo será de 120 días corridos cuando el exportador haya superado el monto antes indicado y los bien exportados correspondan a las posiciones que se detallan a continuación: 0202.30.00.111D, 0202.30.00.115M, 0202.30.00.117R; 0202.30.00.118U, 0202.30.00.121G, 0202.30.00.124N, 0202.30.00.126T, 0202.30.00.131K, 0202.30.00.133P, 0202.30.00.136W, 0202.30.00.137Y, 0202.30.00.141N, 0202.30.00.142Q, 0202.30.00.146Z, 0202.30.00.147B, 0202.30.00.151R, 0202.30.00.943L, 0202.30.00.991Y, 0202.30.00.992A, 0202.30.00.995G,

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0203.21.00.000J, 0206.29.90.300P, 0207.14.00.100K, 1901.90.20 (en envases inmediatos de contenido neto inferior o igual a 1 Kg) y 2204.21.00. Cuando la entidad haya verificado que la destinación de exportación corresponde a una operación en la que se cumplen estas condiciones, podrá extender el plazo hasta aquel que resulte aplicable a los productos de acuerdo con el punto 1.1.1. Cuando la entidad haya verificado que la destinación de exportación fue declarada erróneamente ante la Aduana como una operación con contraparte vinculada, se podrá extender el plazo hasta aquel que resulte aplicable a los productos de acuerdo con el punto 1.1.1. 180 días corridos para el resto de los bienes.

(ii) 365 días corridos para las operaciones que se concreten en el marco del régimen “Exporta Simple”, independientemente del tipo de bien exportado.

Independientemente de los plazos máximos precedentes, los cobros de exportaciones deberán ser ingresados y liquidados en el mercado local de cambios dentro de los 5 días hábiles de la fecha de cobro.

Se consideran operaciones con vinculadas aquellas en las que participan un exportador y una contraparte que mantienen entre ellos, los tipos de relaciones descriptos el punto 1.2.2. de las normas sobre “Grandes exposiciones al riesgo de crédito” del BCRA.

Los montos en moneda extranjera originados en cobros de siniestros por coberturas contratadas (en el marco de exportaciones), en la medida que los mismos cubran el valor de los bienes exportados, están alcanzados por esta obligación.

El exportador deberá seleccionar una entidad para que realice el “Seguimiento de las negociaciones de divisas por exportaciones de bienes”. La obligación de ingreso y liquidación de divisas de un permiso de embarque se considerará cumplida cuando la entidad haya certificado tal situación por los mecanismos establecidos a tal efecto.

2. Egresos por el mercado de cambios

2.1. Requisitos complementarios para los egresos por el mercado de cambios

Según lo dispuesto en el punto 3.16.2 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, para dar acceso al mercado de cambios por operaciones de egresos, la entidad deberá contar con la conformidad previa del BCRA excepto que cuente con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que al momento de acceso al mercado de cambios:

a) la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras y que no poseía activos externos líquidos disponibles al inicio del día en que solicita el acceso al mercado por un monto superior equivalente a U$S100.000 (cien mil Dólares Estadounidenses).

Serán considerados activos externos líquidos, entre otros: las tenencias de billetes y monedas en moneda extranjera, disponibilidades en oro amonedado o en barras de buena entrega, depósitos a la vista en entidades financieras del exterior y otras inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de moneda extranjera (por ejemplo, inversiones en títulos públicos externos, fondos en cuentas de inversión en administradores de inversiones radicados en el exterior, criptoactivos, fondos en cuentas de proveedores de servicios de pago, etc.).

No deben considerarse activos externos líquidos disponibles a aquellos fondos depositados en el exterior que no pudiesen ser utilizados por el cliente por tratarse de fondos de reserva o de garantía constituidos en virtud de las exigencias previstas en contratos de endeudamiento con el exterior o de fondos constituidos como garantía de operaciones con derivados concertadas en el exterior.

En el caso de que el cliente tuviera activos externos líquidos disponibles por un monto superior al establecido en el primer párrafo, la entidad también podrá aceptar una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que no se excede tal monto al considerar que, parcial o totalmente, tales activos:

i. fueron utilizados durante esa jornada para realizar pagos que hubieran tenido acceso al mercado local de cambios.

ii. fueron transferidos a favor del cliente a una cuenta de corresponsalía de una entidad local autorizada a operar en cambios.

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iii. son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior que se originan en cobros de exportaciones de bienes y/o servicios o anticipos, prefinanciaciones o post-financiaciones de exportaciones de bienes otorgados por no residentes, o en la enajenación de activos no financieros no producidos para los cuales no ha transcurrido el plazo de 5 días hábiles desde su percepción.

iv. son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior originados en endeudamientos financieros con el exterior y su monto no supera el equivalente a pagar por capital e intereses en los próximos 365 días corridos.

En esta última declaración jurada del cliente deberá constar expresamente el valor de sus activos externos líquidos disponibles al inicio del día y los montos que asigna a cada una de las situaciones descriptas en los incisos i) a iv) que sean aplicables.

b) se compromete a liquidar en el mercado de cambios, dentro de los cinco días hábiles de su puesta a disposición, aquellos fondos que reciba en el exterior originados en el cobro de préstamos otorgados a terceros, el cobro de un depósito a plazo o de la venta de cualquier tipo de activo, cuando el activo hubiera sido adquirido, el depósito constituido o el préstamo otorgado con posterioridad al 28.05.2020.

Este requisito no resultará de aplicación para los egresos que correspondan a: 1) operaciones de clientes realizadas en el marco de los puntos 3.8., 3.13. y 3.14.1. a 3.14.4, 2) operaciones propias de la entidad en carácter de cliente, 3) cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra; o 4) pagos al exterior de las empresas no financieras emisoras de tarjetas por el uso de tarjetas de crédito, de compra, de débito o prepagas emitidas en el país.

Asimismo, de conformidad con lo dispuesto en el punto 3.16.3, se estableció que en las operaciones de clientes que correspondan a egresos por el mercado de cambios, adicionalmente a los requisitos que sean aplicables en cada caso, las entidades deberán requerir la presentación de una declaración jurada del cliente en la que conste que:

a) en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 90 días corridos anteriores no ha concertado en el país ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o canjes de títulos valores por otros activos externos o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior; y

b) se compromete a no concertar en el país ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o canjes de títulos valores por otros activos externos o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior a partir del momento en que requiere el acceso y por los 90 días corridos subsiguientes.

En caso de que el cliente sea una persona jurídica, para que la operación no quede comprendida por el requisito de conformidad previa, la entidad deberá contar adicionalmente con una declaración jurada en la que conste:

a) el detalle de las personas humanas o jurídicas que ejercen una relación de control directo sobre el cliente. A los efectos de determinar la existencia de una relación de control directo deberán considerarse los tipos de relaciones descriptos en el punto 1.2.2.1. de las normas de "Grandes exposiciones al riesgo de crédito".

b) que en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 90 (noventa) días corridos anteriores no ha entregado en el país fondos en moneda local ni otros activos locales líquidos, a ninguna persona humana o jurídica que ejerza una relación de control directo sobre ella, salvo aquellos directamente asociados a operaciones habituales de adquisición de bienes y/o servicios. La entidad también podrá considerar cumplimentado este punto, que regirá exclusivamente por los fondos en moneda local u otros activos locales líquidos entregados a partir del 12.7.21, en el caso de que el cliente haya presentado una declaración jurada rubricada por cada persona humana o jurídica detallada en el punto 3.16.3.3. dejando constancia de lo previsto en los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios.

En las declaraciones juradas elaboradas para dar cumplimiento a los puntos 3.16.3.1. y 3.16.3.2. no deberán tenerse en cuenta las transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior realizadas o a realizar por el cliente con el objeto de participar de un canje de títulos de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, gobiernos locales u emisores residentes del sector privado. El cliente deberá comprometerse a presentar la correspondiente certificación por los títulos de deuda canjeados.

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Este requisito no resultará de aplicación para los egresos que correspondan a: i) operaciones de clientes realizadas en el marco de los puntos 3.14.2. a 3.14.4.; ii) cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra; iii) operaciones comprendidas en el punto 3.13.1.4. en la medida que las mismas sean cursadas en forma automática por la entidad en su carácter de apoderada del beneficiario no residente. Las entidades por sus operaciones propias en carácter de cliente deberán dar cumplimiento sólo a lo previsto en los puntos 3.16.3.3. y 3.16.3.4.

2.2. Pagos de servicios prestados por no residentes

De conformidad con el punto 3.2 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso para cancelar deudas por servicios en la medida que verifique que la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".

Se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para precancelar deudas por servicios.

También será necesaria dicha conformidad para cursar pagos de servicios a contrapartes vinculadas del exterior, excepto para:

Las emisoras de tarjetas de crédito por los giros por turismo y viajes en la medida que no correspondan a las operaciones que requieran la conformidad previa del BCRA según lo previsto en el punto 4.1.4 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios.
Agentes locales que recauden en el país los fondos correspondientes a servicios prestados por no residentes a residentes.
Las entidades por los gastos que abonen a entidades del exterior por su operatoria habitual.
Pagos de primas de reaseguros en el exterior. En estos casos, la transferencia al exterior deberá ser realizada a nombre del beneficiario del exterior admitido por la Superintendencia de Seguros de la Nación.
Transferencias que realicen las empresas de asistencia al viajero por los pagos de siniestros de cobertura de salud originados en servicios prestados en el exterior por terceros a sus clientes residentes.
Pagos por arrendamientos operativos de buques que cuenten con la autorización del Ministerio de Transporte de la Nación y sean utilizados para prestar servicios en forma exclusiva a otro residente no vinculado, en la medida el monto a pagar al exterior no supere el monto abonado por este último neto de las comisiones, reintegros de gastos u otros conceptos que corresponde sean retenidos por el residente que realiza el pago al exterior.

2.3. Pagos de intereses de deudas por importaciones de bienes y servicios

De conformidad con el punto 3.3 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso en la medida que verifique que la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".

Se requerirá la conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios para precancelar los servicios de intereses de deudas comerciales por importaciones de bienes y servicios.

2.4. Pagos de utilidades y dividendos

De conformidad con el punto 3.4 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para girar divisas al exterior en concepto de utilidades y dividendos a accionistas no residentes, sin la conformidad previa del BCRA, en la medida que se cumplan las siguientes condiciones:

Las utilidades y dividendos correspondan a balances cerrados y auditados.
El monto total abonado por este concepto a accionistas no residentes, incluido el pago cuyo curso se está solicitando, no supere el monto en moneda local que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.
La entidad deberá contar con una declaración jurada firmada por el representante legal de la empresa residente o un apoderado con facultades suficientes para asumir este compromiso en nombre de la misma.El monto total de transferencias por este concepto cursadas a través del mercado de cambios desde el 17.01.2020, incluido el pago cuyo curso se está solicitando, no supere el 30% del valor de

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los nuevos aportes de inversión extranjera directa en empresas residentes ingresados y liquidados a través del mercado de cambios a partir de la mencionada fecha.

A tal efecto, la entidad deberá contar con una certificación emitida por la entidad que dio curso a la liquidación respecto a que no ha emitido certificaciones a los efectos previstos en este punto por un monto superior al 30% del monto liquidado.

El acceso se produce en un plazo no menor a los 30 días corridos desde la liquidación del último aporte que se computa a efectos del requisito previsto en el punto anterior.
El cliente deberá presentar la documentación que avale la capitalización definitiva del aporte. En caso de no disponerla, deberá presentar constancia del inicio del trámite de inscripción ante el registro público de comercio de la decisión de capitalización definitiva de los aportes de capital computados de acuerdo a los requisitos legales correspondientes y presentar la documentación de la capitalización definitiva del aporte dentro de los 365 días corridos desde el inicio del trámite.
La entidad deberá verificar que el cliente haya dado cumplimiento en caso de corresponder, a la declaración de la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos" por las operaciones involucradas.

Los casos que no encuadren en lo expuesto precedentemente requerirán la conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios para el giro al exterior de divisas por estos conceptos.

2.5. Pagos de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior

De conformidad con el punto 3.5 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para la cancelación de servicios de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior en la medida que se verifiquen las siguientes condiciones:

Los fondos desembolsados a partir del 01.09.19 se ingresaron y liquidaron en el mercado de cambios. Este requisito no resulta de aplicación en ciertos casos, incluyendo (i) los endeudamientos desembolsados con anterioridad al 1.9.19; y (ii) aquellos endeudamientos con el exterior originados a partir del 01.09.19 que no generen desembolsos por ser refinanciaciones de deudas financieras con el exterior que hubieran tenido acceso en virtud de la normativa aplicable, en la medida que las refinanciaciones no anticipen el vencimiento de la deuda original.
La operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".
El acceso al mercado de cambios por parte de residentes, incluidas las entidades, para cursar precancelaciones de servicios de capital e intereses de deuda con una anterioridad mayor a los 3 días hábiles de su vencimiento, requerirá conformidad previa del BCRA, excepto que se verifique alguna de las excepciones previstas en la norma, incluyendo las siguientes:
(a) Precancelación de capital e intereses en forma simultánea con la liquidación de nuevo endeudamiento financiero con el exterior:
- a. la precancelación sea efectuada en manera simultánea con los fondos liquidados de un nuevo endeudamiento con el exterior de carácter financiero desembolsado a partir de la fecha;
- b. la vida promedio del nuevo endeudamiento sea mayor a la vida promedio remanente de la deuda que se precancela; y
- c. el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento en ningún momento podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda que se cancela.
(b) Precancelación de intereses en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda:
- a. la precancelación se concreta en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda emitidos por el cliente;
- b. el monto abonado antes del vencimiento corresponde a los intereses devengados a la fecha de cierre del canje;

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c. la vida promedio de los nuevos títulos de deuda es mayor a la vida promedio remanente del título canjeado; y
d. el monto acumulado de los vencimientos de capital de los nuevos títulos en ningún momento podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital del título canjeado.
(c) Precancelación en el marco de un proceso de refinanciación de acuerdo a lo dispuesto en el punto 3.17 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios:
a. la precancelación de capital y/o intereses se concreta en el marco de un proceso de refinanciación de deuda que cumpla los términos previstos en el punto 3.17.;
b. el acceso al mercado de cambios se produce con una antelación no mayor a los 45 (cuarenta y cinco) días corridos a la fecha de vencimiento;
c. el monto de intereses abonado no supera el monto de los intereses devengados por el endeudamiento refinanciado hasta la fecha en que se cerró la refinanciación; y
d. el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento no podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda refinanciada. En la medida que se encuentre vigente el requisito de conformidad previa del BCRA para el acceso al MLC para la cancelación al vencimiento de capital de los endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor, este requisito no resultará de aplicación en la medida que se cumpla la totalidad de las siguientes condiciones:
- i. los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el MLC a partir del 2 de octubre de 2020;
- ii. el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años.

En línea con lo dispuesto por el BCRA, la CNV emitió la Resolución General N° 861 a los efectos de facilitar las refinanciaciones de deuda a través del mercado de capitales. En este sentido dispuso que en los casos en los que la emisora se proponga refinanciar deudas mediante una oferta de canje o la integración de nuevas emisiones de obligaciones negociables, en ambos casos en canje por o integración con obligaciones negociables previamente emitidas por la sociedad y colocadas en forma privada y/o con créditos preexistentes contra ella, se considerará cumplimentado el requisito de colocación por oferta pública, cuando la nueva emisión resulte suscripta bajo esta forma, por acreedores de la sociedad cuyas obligaciones negociables sin oferta pública y/o créditos preexistentes representen un porcentaje que no exceda el treinta por ciento (30%) del monto total efectivamente colocado, y que el porcentaje restante sea suscripto e integrado en efectivo o mediante la integración en especie entregando obligaciones negociables originalmente colocadas por oferta pública, u otros valores negociables con oferta pública y listado y/o negociación en mercados autorizados por la CNV, emitidos o librados por la misma sociedad, por personas que se encuentren domiciliadas en el país o en países que no se encuentren incluidos en el listado de jurisdicciones no cooperantes a los fines de la transparencia fiscal, previstos en el artículo 24 del Anexo integrante del Decreto Nº 862/2019 o el que en el futuro lo reemplace. Además, dispuso la obligatoriedad del cumplimiento de ciertos requisitos para dar por cumplimentado el requisito de colocación por oferta pública.

2.6. Pagos de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera y obligaciones en moneda extranjera entre residentes

De conformidad con el punto 3.6 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, se prohíbe el acceso al mercado de cambios para el pago de deudas y otras obligaciones en moneda extranjera entre residentes concertadas a partir del 01.09.19 excepto por:

Las financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito.

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Las emisiones de títulos de deuda realizadas a partir del 1.9.19 con el objeto de refinanciar deudas comprendidas en el punto 3.6.2. y que conlleven un incremento de la vida promedio de las obligaciones.
Las emisiones realizadas a partir del 29.11.19 de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas y suscriptas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el mercado de cambios.
Las emisiones realizadas a partir del 9.10.2020 de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en el exterior o en moneda extranjera en el país, en la medida que su vida promedio no sea inferior a 2 (dos) años y su entrega a los acreedores haya permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en el punto 3.17.
Las emisiones realizadas a partir del 7.1.21 de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que fueran entregadas a acreedores para refinanciar deudas preexistentes con una extensión de la vida promedio, cuando corresponda al monto de capital refinanciado, los intereses devengados hasta la fecha de refinanciación y, en la medida que los nuevos títulos de deuda no registren vencimientos de capital antes del 1.1.23, el monto equivalente a los intereses que se devengarían hasta el 31.12.22 por el endeudamiento que se refinancia anticipadamente y/o por la postergación del capital refinanciado y/o por los intereses que se devengarían sobre los montos así refinanciados.

2.7. Pagos de endeudamientos en moneda extranjera de residentes por parte de fideicomisos constituidos en el país para garantizar la atención de los servicios

De conformidad con el punto 3.7 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para realizar pagos de principal y/o intereses a los fideicomisos constituidos en el país por un residente para garantizar la atención de los servicios de capital e intereses de su obligación, en la medida que verifique que el deudor hubiese tenido acceso para realizar el pago a su nombre por cumplimentar las disposiciones normativas aplicables.

Para mayor información sobre normativa cambiaria aplicable a fideicomisos, por favor véase las secciones 3.10 y 3.11 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios descriptas en los puntos 2.9 y 2.10 de la presente.

2.8. Compra de moneda extranjera por parte de personas humanas residentes para la formación de activos externos, remisión de ayuda familiar y por operaciones con derivados

De conformidad con el punto 3.8 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a las personas humanas residentes para la formación de activos externos (códigos de conceptos A01, A02, A03, A04, A06, A07, A08, A09, y A14), remisión de ayuda familiar y para la operatoria con derivados (código de concepto A05) en la medida que no encuadre en el punto 3.12.1, sin la conformidad previa del BCRA, por hasta un monto de U$S 200, en la medida que se cumplan ciertos requisitos.

2.9. Compra de moneda extranjera por parte de otros residentes –excluidas las entidades– para la formación de activos externos y por operaciones con derivados

De conformidad con el punto 3.10 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, el acceso al mercado de cambios por parte de personas jurídicas que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, gobiernos locales, Fondos Comunes de Inversión, Fideicomisos y otras universalidades constituidas en el país, requerirá la conformidad previa del BCRA para la formación de activos externos (códigos de conceptos A01, A02, A03, A04, A06, A07, A08, A09 y A14) y para la operatoria con derivados (código de concepto A05), en la medida en que no encuadre en el punto 3.12.1.

2.10. Cuentas de reserva de servicios de deuda

De conformidad con el punto 3.11 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a los residentes con endeudamientos con el exterior o los fideicomisos constituidos en el país para garantizar la atención de los servicios de capital e intereses de tales endeudamientos, para la

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compra de moneda extranjera para la constitución de las garantías por los montos exigibles en los contratos de endeudamiento en las siguientes condiciones:

Se trate de deudas comerciales por importaciones de bienes y/o servicios con una entidad financiera del exterior o agencia oficial de crédito a la exportación o endeudamientos financieros con el exterior con acreedores no vinculados, que normativamente tengan acceso al mercado de cambios para su repago, en cuyos contratos se prevea la acreditación de fondos en cuentas de garantía de futuros servicios de las deudas con el exterior.
Los fondos adquiridos sean depositados en cuentas abiertas en entidades financieras locales en el marco de las condiciones establecidas en los contratos. Únicamente se admitirá la constitución de las garantías en cuentas abiertas en entidades financieras del exterior cuando aquella sea la única y exclusiva opción prevista en los contratos de endeudamiento contraídos con anterioridad al 31.08.19.
Las garantías acumuladas en moneda extranjera, que podrán ser utilizadas para el pago de servicios, no superen el valor a pagar en el próximo vencimiento de servicios.
El monto diario de acceso no supere el 20% del monto previsto en el punto anterior.
La entidad interviniente haya verificado la documentación del endeudamiento externo del deudor y cuente con los elementos que le permita avalar que el acceso se realiza en las condiciones establecidas en estas disposiciones.

Las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a los residentes que deban realizar pagos de servicios de deudas financieras con el exterior en función del punto 3.5 o de títulos de deuda locales con acceso al mercado de cambios en función de lo dispuesto por el punto 3.6 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, para la compra de moneda extranjera con anterioridad al plazo admitido por la normativa para cada caso, en las siguientes condiciones:

Los fondos adquiridos sean depositados en cuentas en moneda extranjera de su titularidad abiertas en entidades financieras locales.
El acceso se realice con una anterioridad que no supere en más de 5 días hábiles el plazo admitido en cada caso.
El acceso se realice por un monto diario que no supere el 20 % del monto que se cancelará al vencimiento
La entidad interviniente haya verificado que el endeudamiento, cuyo servicio será cancelado con estos fondos, cumple con la normativa cambiaria vigente por la que se admite dicho acceso.

Los fondos en moneda extranjera que no se utilicen en la cancelación del servicio de deuda y/o el mantenimiento del monto de la garantía exigido deberán ser liquidados en el mercado de cambios dentro de los 5 días hábiles posteriores a la fecha de vencimiento.

2.11. Derivados financieros

De conformidad con el punto 3.12 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para el pago de primas, constitución de garantías y cancelaciones que correspondan a operaciones de contratos de cobertura de tasa de interés por las obligaciones de residentes con el exterior declaradas y validadas, en caso de corresponder, en el "Relevamiento de activos y pasivos externos", en tanto no se cubran riesgos superiores a los pasivos externos que efectivamente registre el deudor en la tasa de interés cuyo riesgo se está cubriendo con la celebración de los mismos.

El cliente que acceda al mercado de cambios usando este mecanismo deberá nominar a una entidad para que realice el seguimiento de la operación y firmar una declaración jurada en la que se compromete a ingresar y liquidar los fondos que resulten a favor del cliente local como resultado de dicha operación, o como resultado de la liberación de los fondos de las garantías constituidas, dentro de los 5 (cinco) días hábiles siguientes.

Las restantes operaciones de derivados financieros que quieran ser cursadas con acceso al mercado de cambios por parte de residentes que no sean entidades autorizadas a operar en cambios se regirán por lo dispuesto en los puntos 3.8. y 3.10., según corresponda.

Todas las liquidaciones de las operaciones de futuros en mercados regulados, "forwards", opciones y cualquier otro tipo de derivados concertados en el país que realicen las entidades a partir del 11.9.19 deberán efectuarse en moneda local.

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2.12. Compra de moneda extranjera por parte de no residentes

De conformidad con el punto 3.13 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, se deberá obtener conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la compra de divisas por parte de clientes no residentes.

No se encuentran alcanzadas por este requisito las operaciones de:

Organismos internacionales e instituciones que cumplan funciones de agencias oficiales de crédito a la exportación.
Representaciones diplomáticas y consulares y personal diplomático acreditado en el país por transferencias que efectúen en ejercicio de sus funciones.
Representaciones en el país de Tribunales, Autoridades u Oficinas, Misiones Especiales, Comisiones u Órganos Bilaterales establecidos por Tratados o Convenios Internacionales, en los cuales la República Argentina es parte, en la medida que las transferencias se realicen en ejercicio de sus funciones.
Las transferencias al exterior a nombre de personas humanas que sean beneficiarias de jubilaciones y/o pensiones abonadas por la ANSES, por hasta el monto abonado por dicho organismo en el mes calendario y en la medida que la transferencia se efectúe a una cuenta bancaria de titularidad del beneficiario en su país de residencia registrado.
Compra de billetes en moneda extranjera de personas humanas no residentes en concepto de turismo y viajes por hasta un monto máximo equivalente a U$S100 (Dólares Estadounidenses cien) en el conjunto de las entidades, en la medida que la entidad haya verificado en el sistema online implementado por el BCRA que el cliente ha liquidado un monto mayor o igual al que desea adquirir dentro de los 90 días corridos anteriores.
Transferencias a cuentas bancarias en el exterior de personas humanas que percibieron fondos en el país asociados a los beneficios otorgados por el Estado Nacional en el marco de las Leyes 24.043, 24.411 y 25.914 y concordantes.
Repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida que el aporte de capital haya sido ingresado y liquidado por el mercado de cambios a partir del 2.10.2020 y la repatriación tenga lugar como mínimo 2 (dos) años después de su ingreso.
Las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios, sin la conformidad previa del BCRA en la medida que dicho requisito se encontrase vigente, para la repatriación de inversiones directas de no residentes hasta el monto de los aportes de inversión ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16.11.2020 en la medida que se cumplan ciertas condiciones, en el marco del Plan de Promoción de la Producción de Gas Natural Argentino.
La repatriación de aportes de inversión directa mediante la aplicación de divisas provenientes de cobros de exportaciones de bienes y servicios estará admitida en la medida que se verifiquen los requisitos previstos en el punto 7.9.

2.13. Canjes y arbitrajes con clientes no asociados a un ingreso de divisas del exterior

De conformidad con el punto 3.14 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades podrán realizar operaciones de canje y arbitraje no asociadas a un ingreso de divisas desde el exterior en los siguientes casos:

Transferencia de divisas al exterior de las personas humanas desde sus cuentas locales en moneda extranjera a cuentas bancarias propias en el exterior.
Transferencia de divisas al exterior por parte de centrales locales de depósito colectivo de valores por los fondos percibidos en moneda extranjera por los servicios de capital y renta de títulos del Tesoro Nacional, cuya operación forma parte del proceso de pago a solicitud de las centrales de depósito colectivo del exterior.
Transferencia de divisas al exterior de las personas humanas desde sus cuentas locales en moneda extranjera a cuentas de remesadoras en el exterior por hasta el equivalente de USD 500 (quinientos Dólares Estadounidenses) en el mes calendario y en el conjunto de las entidades.
Las operaciones de arbitraje que no impliquen transferencias al exterior podrán realizarse sin restricciones en la medida que los fondos se debiten de una cuenta en moneda extranjera del cliente en una entidad financiera local. En la medida que los fondos no sean debitados de una cuenta en moneda extranjera del cliente, estas operaciones solo podrán ser realizadas, sin conformidad previa

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del BCRA, por personas humanas hasta el monto admitido para el uso de efectivo en los puntos 3.8. y 3.13.
Las restantes operaciones de canje y arbitraje podrán realizarse con clientes sin la conformidad previa del BCRA en la medida que, de instrumentarse como operaciones individuales pasando por Pesos, puedan realizarse sin dicha conformidad de acuerdo con las normas cambiarias vigentes. Ello también resulta de aplicación a las centrales locales de depósito colectivo de valores por los fondos percibidos en moneda extranjera por los servicios de capital y renta de títulos en moneda extranjera abonados en el país.

En caso de que la transferencia corresponda a la misma moneda en la que está denominada la cuenta, la entidad deberá acreditar o debitar el mismo monto recibido o enviado al exterior.

Cuando la entidad decida el cobro de una comisión y/o cargo por estas operaciones, ésta deberá instrumentarse a través de un concepto individualizado específicamente.

2.14. Pagos de Importaciones y Otras Compras de Bienes en el Exterior

El punto 3.1 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios permite el acceso al mercado de cambios para el pago de importaciones de bienes, estableciendo diferentes condiciones según se trate de pagos de importaciones de bienes que cuentan con registro de ingreso aduanero, o de pagos de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero pendiente. A su vez, dispone el restablecimiento del sistema de seguimiento de pago de importaciones “SEPAIMPO” a los efectos de monitorear los pagos de importaciones, las financiaciones de importaciones y la demostración del ingreso de los bienes al país.

Asimismo, el importador local debe designar una entidad financiera local para actuar como banco de seguimiento, que será el responsable de verificar el cumplimiento de la normativa aplicable, incluyendo, entre otros, la liquidación de financiaciones de importación y el ingreso de los bienes importados.

Sin perjuicio de lo descripto anteriormente, conforme fuera establecido por el punto 10.11 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, hasta el 31 de diciembre de 2021, se deberá contar con la conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios para la realización de pagos de importaciones de bienes (códigos B05, B06, B07, B10, B12, B13, B15 y B16) o la cancelación de principal de deudas originadas en la importación de bienes (código de concepto P13), a menos que se verifiquen las circunstancias establecidas por la citada normativa.

3. Operaciones con títulos valores

3.1. Restricciones impuestas por el BCRA

De conformidad con el punto 4.3.1 del Texto Las transacciones de títulos valores concertadas en el exterior no podrán liquidarse en Pesos en el país, pudiéndose liquidar en Pesos en el país solamente aquellas operaciones concertadas en el país.

Según el punto 4.3.2., no podrán concertar ventas en el país de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o canjes de títulos valores por otros activos externos o transferirlos a entidades depositarias del exterior:

los beneficiarios de refinanciaciones previstas en el punto 2.1.1. de las normas sobre "Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto Nº 260/2020 Coronavirus (COVID-19)", hasta su cancelación total;
los beneficiarios de "Créditos a Tasa Cero", "Créditos a Tasa Cero Cultura" o "Créditos a Tasa Subsidiada para Empresas", previstas en los puntos 2.1.2. y 2.1.3. de las normas sobre "Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto Nº 260/2020 Coronavirus (COVID-19)", hasta su cancelación total;
los beneficiarios de financiaciones en Pesos comprendidas en el punto 2. de la Comunicación "A" 6937, en los puntos 2. y 3. de la Comunicación "A" 7006 y normas complementarias; hasta su cancelación total;
los beneficiarios de lo dispuesto en el artículo 2º del Decreto Nº 319/2020 y normas complementarias y reglamentarias. mientras dure el beneficio respecto a la actualización del valor de la cuota;

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aquellas personas humanas alcanzados por la Resolución Conjunta de la Presidenta del Honorable Senado de la Nación y del Presidente de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación Nº 12/2020 del 1º de octubre de 2020.

No quedan comprendidas en lo indicado precedentemente las transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior que realice el cliente con el objeto de participar de un canje de títulos de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, gobiernos locales u emisores residentes del sector privado. El cliente deberá presentar la correspondiente certificación por los títulos de deuda canjeados.

Según el punto 4.3.3, las operaciones de compra venta de títulos valores que se realicen con liquidación en moneda extranjera deberán abonarse por alguno de los siguientes mecanismos: a) mediante transferencia de fondos desde y hacia cuentas a la vista a nombre del cliente en entidades financieras locales, y b) contra cable sobre cuentas bancarias a nombre del cliente en una entidad del exterior que no esté constituida en países o territorios donde no se aplican, o no se aplican suficientemente, las Recomendaciones del Grupo de Acción Financiera Internacional.

En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros.

3.2. Restricciones impuestas por la CNV

Según lo previsto en el Título XVIII, Capítulo V de las Normas de la CNV, Artículo 2, para dar curso a operaciones de venta de Valores Negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera debe observarse un plazo mínimo de tenencia de dichos Valores Negociables en cartera de DOS (2) días hábiles contados a partir de su acreditación en el Agente Depositario.

Este plazo mínimo de tenencia no será de aplicación cuando se trate de compras de Valores Negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera.

En el caso de operaciones de venta de Valores Negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción local el plazo mínimo de permanencia en cartera a observarse será de UN (1) día hábil a computarse de igual forma.

Este plazo mínimo de tenencia no será de aplicación cuando se trate de compras de Valores Negociables con liquidación en moneda extranjera.

Para dar curso a transferencias de Valores Negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional a entidades depositarias del exterior, debe observarse un plazo mínimo de tenencia de dichos Valores Negociables en cartera de DOS (2) días hábiles, contados a partir su acreditación en el Agente Depositario, salvo en aquellos casos en que la acreditación en dicho Agente Depositario sea producto de la colocación primaria de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional o se trate de acciones y/o CERTIFICADOS DE DEPÓSITO ARGENTINOS (CEDEAR) con negociación en mercados regulados por la COMISIÓN NACIONAL DE VALORES.

Los Agentes de Liquidación y Compensación y los Agentes de Negociación deberán constatar el cumplimiento del plazo mínimo de permanencia de los valores negociables antes referido.

Según lo previsto en el artículo 3 del mencionado capítulo, Los Valores Negociables acreditados en el Agente Depositario Central de Valores Negociables (ADCVN), provenientes de entidades depositarias del exterior, no podrán ser aplicados a la liquidación de operaciones en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera hasta tanto hayan transcurrido DOS (2) días hábiles desde la citada acreditación en la/s subcuenta/s en el mencionado custodio local.

En el caso que dichos Valores Negociables sean aplicados a la liquidación de operaciones en moneda extranjera y en jurisdicción local el plazo mínimo de tenencia será de UN (1) día hábil a computarse de igual forma.

De conformidad con el artículo 4, La concertación y liquidación de operaciones en moneda nacional con valores negociables admitidos al listado y/o negociación en la República Argentina, por parte de las subcuentas de cartera propia de titularidad de los Agentes inscriptos y demás sujetos bajo fiscalización de la CNV, sólo podrán llevarse a cabo en Mercados autorizados y/o Cámaras Compensadoras registradas ante la CNV.

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243

Según el artículo 6 del citado texto (según fuera modificado por la Resolución General 907 de la CNV), en las operaciones, en el segmento de concurrencia de ofertas con prioridad precio tiempo, de compraventa de valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en dólares estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo Ley Local, y para el conjunto de todas las subcuentas comitentes y de dichos valores negociables, al cierre de cada semana del calendario se deberá observar que la cantidad de valores negociables vendidos con liquidación en moneda extranjera no podrá ser superior a CINCUENTA MIL (50.000) nominales respecto de la cantidad de valores negociables comprados con liquidación en dicha moneda, operando este límite para cada subcuenta comitente como para el conjunto de subcuentas comitentes de las que fuera titular o cotitular un mismo sujeto; contabilizando la comparación entre compras y ventas según la jurisdicción de liquidación, local o extranjera, y considerando el límite establecido para el conjunto de las operaciones con liquidación en moneda extranjera.

Según el artículo 6 bis del citado texto (el cual fue incorporado por la Resolución General 907 de la CNV), sólo se podrá dar curso a las órdenes para concertar operaciones con valores negociables con liquidación en moneda extranjera no alcanzados por lo dispuesto en el artículo 6° del dicho Capítulo, o realizar transferencias de valores negociables desde o hacia entidades depositarias del exterior, si: I. En los TREINTA (30) días corridos anteriores, no se han concertado operaciones de venta de valores negociables nominados y pagaderos en dólares estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo Ley Local, con liquidación en moneda extranjera, en el segmento de concurrencia de ofertas con prioridad precio tiempo; y II. Existe manifestación fehaciente de no concertar operaciones de venta de valores negociables nominados y pagaderos en dólares estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo Ley Local, con liquidación en moneda extranjera, en el segmento de concurrencia de ofertas con prioridad precio tiempo, a partir del momento en que se liquidan las referidas operaciones y por los TREINTA (30) días corridos subsiguientes. Dichas exigencias resultan aplicables para cada subcuenta comitente como para el conjunto de subcuentas comitentes de las que fuera titular o cotitular un mismo sujeto. Los Agentes de Liquidación y Compensación y los Agentes de Negociación deberán, en forma previa a concertar las operaciones referidas en el primer párrafo del presente artículo, requerir la presentación de una Declaración Jurada por medio de la cual se deje constancia del cumplimiento de esta normativa. La Comisión Nacional de Valores verificará su cumplimiento para el conjunto de subcuentas comitentes de las que fuera titular o cotitular un mismo sujeto.

4. Refinanciación de vencimientos de capital de pasivos en moneda extranjera hasta el 31.12.21.

Según lo previsto en el punto 3.17.1 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, deberán presentar ante el BCRA un detalle de un plan de refinanciación aquellos deudores que registren vencimientos de capital programados hasta el 31.12.21 por las siguientes operaciones:

(a) endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero con un acreedor que no sea una contraparte vinculada del deudor;
(b) endeudamientos financieros con el exterior por operaciones propias de las entidades;
(c) emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera de clientes del sector privado o de las propias entidades.

Lo indicado precedentemente no resultará de aplicación cuando los vencimientos de capital correspondan a:

(a) endeudamientos con organismos internacionales o sus agencias asociadas o garantizados por los mismos;
(b) endeudamientos otorgados al deudor por agencias oficiales de créditos o garantizados por los mismos;
(c) endeudamientos originados a partir del 01.01.2020 y cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados en el mercado de cambios;
(d) endeudamientos originados a partir del 01.01.2020 y que constituyan refinanciaciones de vencimientos de capital posteriores a esa fecha, en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros que se establecen en el punto 3.17.3.;
(e) la porción remanente de vencimientos ya refinanciados en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros previstos en el punto 3.17.3.;
(f) un deudor que accederá al mercado de cambios para la cancelación del capital por los endeudamientos comprendidos por un monto que no superará el equivalente a USD 2.000.000 (dos millones de Dólares Estadounidenses) en el mes calendario y en el conjunto de las entidades.

El plan de refinanciación deberá basarse en los siguientes criterios:

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(a) el monto neto por el cual se accederá al mercado de cambios en los plazos originales no superará el 40 % del monto de capital que vencía. En caso de superarlo, se cuenta con una "Certificación de aumento de exportaciones de bienes en el año 2021" emitida en el marco del punto 3.18., por el equivalente al valor en que se excede el mencionado porcentaje;
(b) el resto del capital haya sido, como mínimo, refinanciado con un nuevo endeudamiento externo con una vida promedio de 2 (dos) años.

Adicionalmente a la refinanciación otorgada por el acreedor original, el esquema de refinanciación se considerará cumplimentado cuando el deudor acceda al mercado de cambios para cancelar capital por un monto superior al 40 % del monto del capital que vencía, en la medida que el deudor por un monto igual o superior al excedente sobre el 40 %, cuente con una "Certificación de aumento de exportaciones de bienes en el año 2021" emitida en el marco del punto 3.18. por el equivalente al valor en que se excede el mencionado porcentaje y/o registre liquidaciones en el mercado de cambios a partir del 9.10.2020, en concepto de: i) emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior u otros endeudamientos financieros con el exterior; y ii) emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera que cumplan las condiciones previstas en el punto 3.6.1.3.

El requisito de liquidación para la cancelación de capital e intereses con acceso al mercado de cambios se considerará cumplimentado para las emisiones de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en el exterior o en moneda extranjera en el país, o con registro público en el exterior, en la medida que hayan sido realizadas a partir del 9.10.2020, con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años y su entrega a los acreedores haya permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en este punto.

5. Régimen Penal Cambiario

Todas las operaciones que no se ajusten a lo dispuesto en la normativa cambiaria, se encuentran alcanzadas por el Régimen Penal Cambiario.

6. Relevamiento de Activos y Pasivos Externos

De conformidad con la Comunicación “A” 6401 del BCRA, conforme hubiera sido modificada por las Comunicaciones “A” 6594 y 6795, el BCRA implementó el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos, en la cual los residentes argentinos deberán registrar la siguiente información:

Pasivos externos al final de cualquier trimestre calendario, o pasivos externos que se hayan cancelado durante ese trimestre.
Los residentes cuyo saldo de activos y pasivos externos al final de cada año alcance o supere el equivalente de U$S50 millones, deben hacer una presentación anual (que permitirá complementar, ratificar y/o rectificar las presentaciones trimestrales realizadas), la cual podrá ser optativamente presentada por cualquier persona humana o jurídica.

La declaración trimestral se presentará dentro de los 45 días desde el cierre del trimestre calendario de referencia. La declaración anual se presentará dentro de los 180 días desde el cierre del año calendario de referencia.

7. Anticipo de operaciones cambiarias

De conformidad con lo dispuesto en el punto 3 16 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios, las entidades autorizadas a operar en cambios deberán remitir al BCRA, al cierre de cada jornada y con una antelación de 2 días hábiles, la información sobre las operaciones de egresos que impliquen un acceso al MLC por un monto diario que sea igual o superior al equivalente a U$S 50.000 (cincuenta mil Dólares).

En este sentido, los clientes de las entidades autorizadas deberán informar a las mismas con la antelación necesaria para que dichas entidades puedan dar cumplimiento al presente régimen informativo y, de esta manera, en la medida que simultáneamente se cumplan los restantes requisitos establecidos por las Normas Cambiarias, dar curso a las operaciones de cambio.

8. Resolución General N° 897/2021 de la CNV

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Por otro lado, con relación a las resoluciones dispuestas por la CNV, recientemente el 6 de agosto de 2021, la CNV publicó en el Boletín Oficial la Resolución General N° 897/2021 mediante la cual se introdujeron modificaciones al marco regulatorio de los Fondos Comunes de Inversión Abiertos para el Financiamiento de la Infraestructura y la Economía Real. Entre otras cuestiones, se introdujo la definición de "Activos de Destino Específico" dentro de la categoría de "Activos Elegibles", en lo que respecta a las pautas establecidas para la conformación de los portafolios de inversión de estos fondos. Asimismo, estableció que estos fondos comunes de inversión podrán realizar inversiones en "Activos de Destino Específico", como así también en "Activos Multidestino" para el cual tendrán un límite especial igual al 45% del haber del fondo. Los fondos en funcionamiento al momento de entrada en vigencia de la norma cuentan con un plazo especial para la conformación definitiva de sus carteras no superior a 365 días corridos.

Para un detalle de la totalidad de las regulaciones cambiarias vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y leer las regulaciones del Banco Central, Decreto N° 260/2002, Decreto N° 616/2005, de la Resolución MEP N° 365/2005, de la Ley Penal Cambiaria y la Resolución N°1/2017 del Ministerio de Hacienda, Decreto 609/2019, con sus reglamentaciones, normas complementarias y reglamentarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web del Ministerio de Economía (www.argentina.gob.ar/economia – www.infoleg.gov.ar) o del Banco Central (www.bcra.gov.ar).

Carga tributaria

Generalidades

Este resumen se basa en las leyes y regulaciones impositivas que se encuentran en vigor en Argentina a la fecha de este Prospecto. Este resumen se encuentra sujeto a cualquier modificación posterior, incluso de carácter retroactivo, de leyes y/o regulaciones específicas de Argentina que pudieran entrar en vigor con posterioridad a dicha fecha. No es posible brindar garantía alguna acerca de que los tribunales y/o las autoridades impositivas de Argentina responsables de la aplicación de dichas normativas compartan esta interpretación. Este resumen no aborda todas las consecuencias impositivas en Argentina que podrían ser aplicables a tenedores específicos de las Obligaciones Negociables y no se propone brindar una descripción integral de todas las consideraciones en materia tributaria en Argentina que podrían ser relevantes sobre la adquisición, tenencia y disposición de las Obligaciones Negociables.

Se aconseja a los compradores potenciales de las Obligaciones Negociables consultar a sus propios asesores impositivos sobre las consecuencias derivadas de una inversión en las Obligaciones Negociables conforme a las leyes impositivas de su país de residencia (incluyendo Argentina), en particular, y sin carácter taxativo, sobre las consecuencias derivadas del cobro de intereses y de la venta, rescate o cualquier otra forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

Impuesto a las Ganancias

Intereses y ganancias de capital

(a) Intereses y ganancias de capital obtenidos por Beneficiarios del Exterior

Tanto los intereses percibidos sobre las Obligaciones Negociables como las ganancias de capital derivadas de cualquier forma de disposición de las Obligaciones Negociables por parte de Beneficiarios del Exterior se encuentran exentos del pago del impuesto a las ganancias de acuerdo con lo dispuesto en el cuarto párrafo del inciso u) del Artículo 26 de la LIG en la medida en que dichos Beneficiarios del Exterior no residan en jurisdicciones no cooperantes y los fondos invertidos para la compra de las Obligaciones Negociables por parte de dichos Beneficiarios del Exterior no provengan de jurisdicciones no cooperantes.

Asimismo, como se señalara más arriba, a través del artículo 33 de la Ley Solidaridad se restableció la vigencia de la Exención del Artículo 36 bis que por su parte exime del impuesto a las ganancias a los Beneficiarios del Exterior por los intereses, actualizaciones y ajustes de capital, y por los resultados derivados de la venta, cambio, permuta, conversión u otra disposición de obligaciones negociables que (tal como sucede en el caso de las Obligaciones Negociables) cumplan los Requisitos y Condiciones del Artículo 36. Cabe aclarar que no aplican en este caso las restricciones contenidas en el artículo 28 de la LIG ni en el artículo 106 de la Ley N° 11.683, que restringen la aplicación de exenciones cuando de ello pudiere resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

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Por otro lado, si los Beneficiarios del Exterior residen en y/o los fondos invertidos provienen de “jurisdicciones no cooperantes”, los intereses y las ganancias derivadas de la enajenación de las Obligaciones Negociables, estarán siempre sujetos a retención de impuesto a las ganancias, no siendo relevante si se cumplen o no las Condiciones del Artículo 36.

Como consecuencia del dictado de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, aún quedan pendientes ciertas aclaraciones y definiciones respecto del alcance de las exenciones reestablecidas por la citada ley. Se recomienda a los inversores consultar con sus asesores impositivos al respecto (b) Intereses y ganancias de capital obtenidos por personas humanas y sucesiones indivisas residentes en Argentina.

Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva derogó, a partir del ejercicio fiscal 2020, las disposiciones del Artículo 95 y parte de las disposiciones del Artículo 96 de la LIG que establecían un impuesto cedular en cuanto a los pagos de intereses producto de las colocaciones de capital en títulos valores argentinos, incluyendo a las obligaciones negociables.

Asimismo, a través del Artículo 33 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, se restableció la vigencia de la Exención del Artículo 36 bis que, por su parte, exime del impuesto a las ganancias a las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en la Argentina por los resultados derivados de la venta, cambio, permuta, conversión u otra disposición de obligaciones negociables y por los intereses, actualizaciones y ajustes de capital de tales títulos, en la medida en que se cumplan los Requisitos y Condiciones del Artículo 36 (tal como sucede en el caso de las Obligaciones Negociables), sin que resulte de aplicación la exclusión de beneficios dispuesta en el artículo 109 de la LIG.

Adicionalmente, el Artículo 34 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva dispone, con efecto a partir del período fiscal 2020, que en el caso de activos financieros alcanzados por las disposiciones del Artículo 98 de la LIG, no comprendidos en el primer párrafo del inciso u) del Artículo 26 de la ley del gravamen (p.ej., las Obligaciones Negociables), las personas humanas residentes en Argentina y las sucesiones indivisas radicadas en el país que no estuvieran comprendidos en los incisos d) y e) y en el último párrafo del artículo 53 de la LIG, se encuentran exentas del impuesto a las ganancias en cuanto a los resultados provenientes de operaciones de venta, cambio, permuta o disposición de dichos valores, ello en la medida en que coticen en bolsas o mercados de valores autorizados por la CNV. En tales casos las personas humanas y sucesiones indivisas beneficiadas por la exención no estarán sujetas a la exclusión de beneficios dispuesta en el Artículo 109 de la LIG.

(c) Intereses y ganancias de capital obtenidas por Entidades Argentinas

Las Entidades Argentinas estarán sujetas al impuesto a las ganancias sobre los intereses provenientes de las Obligaciones Negociables y las ganancias de capital derivadas de la venta, permuta, conversión u otra disposición de las Obligaciones Negociables.

Conforme se indicó más arriba, y de acuerdo a las modificaciones introducidas por la Ley N° 27.630, publicada en el Boletín Oficial el 16 de junio de 2021 y con efecto para los ejercicios fiscales iniciados a partir del 1° de enero de 2021, inclusive, los sujetos indicados en los incisos a) y b) del artículo 73 de la LIG (que comprenden a la mayor parte de las Entidades Argentinas), determinan el impuesto a las ganancias empleando la siguiente escala y alícuotas:

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Los montos comprendidos en la escala detallada en el párrafo anterior se ajustarán anualmente a partir del 1 de enero de 2022, considerando la variación anual del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que suministre el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INDEC), correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste, respecto del mismo mes del año anterior. Los montos determinados por aplicación del mecanismo descripto resultarán de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a cada actualización.

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La ganancia bruta por la venta de las Obligaciones Negociables realizada por Entidades Argentinas se determinaría deduciendo del precio de transferencia el costo de adquisición. Asimismo, la LIG considera que los quebrantos derivados de ciertas operaciones financieras son de naturaleza específica. Los inversores deberán considerar el posible impacto que esto generaría en su situación específica.

Impuesto al Valor Agregado

Considerando que se cumple con los Requisitos y Condiciones del Artículo 36, todas las transacciones y operaciones financieras relacionadas con la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses y cancelaciones de las Obligaciones Negociables así como sus garantías, están exentas del Impuesto al Valor Agregado conforme a lo dispuesto en el punto 1 del artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables.

Aún si no se cumplieran los Requisitos y Condiciones del Artículo 36, la venta o transferencia de las Obligaciones Negociables estaría igualmente exenta de este impuesto conforme al Artículo 7(b) de la Ley del Impuesto al Valor Agregado.

Impuesto sobre los Bienes Personales

De conformidad con la Ley N° 23.966 del Impuesto sobre los Bienes Personales y sus modificatorias (la "Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales") y el Decreto Reglamentario N° 127/1996, las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en Argentina se encuentran sujetas a un Impuesto sobre los Bienes Personales (el "Impuesto sobre los Bienes Personales") sobre sus activos ubicados tanto en Argentina o en el exterior (tales como las Obligaciones Negociables) de los que fueran titulares al 31 de diciembre de cada año fiscal, excepto que se aplicara una exención. Las personas humanas y las sucesiones indivisas no residentes en Argentina únicamente son responsables por dicho impuesto respecto de sus activos ubicados en Argentina (tales como las Obligaciones Negociables) de los que fueran titulares al 31 de diciembre de cada año fiscal, excepto que se aplicara una exención. Los títulos valores, tales como las Obligaciones Negociables, únicamente se consideran ubicados en Argentina cuando sean emitidos por una entidad residente en Argentina, como la Emisora.

El Impuesto sobre los Bienes Personales es calculado en referencia al valor de mercado, en el caso de valores negociables que listan en algún mercado, o al costo de adquisición más los intereses devengados e impagos y diferencias de cambios, en el caso de valores negociables que no listan en mercados públicos, en ambos casos al 31 de diciembre de cada año fiscal.

Por medio de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva se introdujeron ciertas modificaciones a la ley que rige el gravamen y que surtirán efecto desde el período fiscal 2019, en función de las cuales, respecto de las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en la Argentina, el impuesto grava a todos los bienes situados en la Argentina y en el exterior existentes al 31 de diciembre de cada año, en la medida que su valor en conjunto exceda de $2.000.000 (o $18.000.000 tratándose de inmuebles destinados a casa-habitación). Sobre el excedente de dicho monto el impuesto se determina atendiendo a la siguiente escala y alícuotas:

Valor total de los bienes que exceda el mínimo no imponible

				Sobre el
Más de $	a $	Pagarán $	Más el %	excedente de $
0	3.000.000 inclusive	0	0,50%	0
3.000.000	6.500.000 inclusive	15.000	0,75%	3.000.000
6.500.000	18.000.000	41.250	1,00%	6.500.000
	inclusive
18.000.000	En adelante	156.250	1,25%	18.000.000

Además, la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva autorizó al Poder Ejecutivo argentino, hasta el 31 de diciembre de 2020, a establecer alícuotas más altas (hasta el 100% del máximo establecido en la tabla anterior) para los activos gravados ubicados en el extranjero, y a reducir dichas alícuotas para el caso de activos financieros situados en el exterior, en caso de verificarse la repatriación del producido de su realización. Para tales supuestos se establece (i) una definición de los bienes que se consideran como activos financieros situados

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en el exterior, y (ii) que el mínimo no imponible se restará en primer término de los bienes situados en el país. Las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en la Argentina, deberán calcular el Impuesto sobre los Bienes Personales a ingresar, conforme la siguiente tabla con alícuotas incrementadas:

Valor total de los bienes del país y del	Valor total de los bienes del país y del
	exterior	El valor total de los bienes situados en el exterior que
		exceda el mínimo no imponible no computado
Más de $	a $	contra los bienes del país pagarán el %
0	3.000.000 inclusive	0,70%
3.000.000	6.500.000 inclusive	1,20%
6.500.000	18.000.000 inclusive	1,80%
18.000.000	En adelante	2,25%

Como fuera señalado, las alícuotas incrementadas no aplicarán en la medida que se cumplan determinados requisitos vinculados con la repatriación de ciertos activos correspondientes a un porcentaje del valor total de los bienes situados en el exterior.

La Resolución General N° 4.673 de la AFIP ha establecido un pago a cuenta del Impuesto sobre los Bienes Personales correspondiente a los períodos fiscales 2019 y 2020, que deberán ingresar las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en la Argentina que posean en los períodos fiscales 2018 y 2019, respectivamente, bienes en el exterior sujetos a impuesto.

Las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior, por los bienes situados en el país, estarán sujetas a la alícuota del 0,50 %, estableciéndose, sin embargo, que no corresponderá el ingreso del impuesto cuando su importe sea igual o inferior a $ 255,75. Si bien las Obligaciones Negociables cuya titularidad directa corresponda a personas humanas residentes en el exterior y a sucesiones indivisas radicadas fuera de Argentina respecto de los cuales no exista un sujeto en Argentina que tenga la disposición, tenencia, custodia o depósito se encontrarían, técnicamente, sujetas al pago del Impuesto sobre los Bienes Personales, la ley del gravamen no establece método o procedimiento alguno para su cobro.

Si bien el Impuesto sobre los Bienes Personales se aplica únicamente a los títulos valores en poder de personas humanas o sucesiones indivisas residentes en Argentina o en el exterior, según se indica más arriba, la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales establece una presunción legal, irrefutable, en virtud de la cual los títulos valores emitidos por emisoras privadas argentinas que sean de titularidad directa de una persona jurídica extranjera que (i) sea residente en una jurisdicción que no exija que las acciones o títulos valores privados se detenten en forma nominativa y (ii) que (a) de conformidad con sus estatutos o el régimen regulatorio aplicable a dicha entidad extranjera, esté únicamente autorizada a realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su lugar de constitución o (ii) no le esté permitido realizar ciertas actividades autorizadas en sus propios estatutos o por la ley aplicable en su jurisdicción de constitución, se considerarán que son de titularidad de personas humanas domiciliadas, o sucesiones indivisas radicadas, en Argentina, encontrándose, en consecuencia, sujetas al pago del Impuesto sobre los Bienes Personales.

En esos casos, la ley impone la obligación de abonar el Impuesto sobre los Bienes Personales a una alícuota incrementada en un 100% para las emisoras (el “Obligado Sustituto”). De conformidad con la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales, el Obligado Sustituto está autorizado a obtener el reintegro del importe abonado en la forma antes descripta, incluso reteniendo o ejecutando directamente los bienes que dieron origen a dicho pago. Sin perjuicio de lo anterior, las Co-Emisoras deberán pagar cualquier monto adicional u otros montos brutos con respecto a los eventuales reintegros que las Co-Emisoras puedan llegar a solicitar.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes entidades extranjeras que sean titulares directas de títulos valores tal como lo son las Obligaciones Negociables: (a) compañías de seguros; (b) fondos comunes abiertos de inversión; (c) fondos de pensión; y (d) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén radicadas en países cuyos bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Basilea. Asimismo, el Decreto 812/1996, del 24 de julio de 1996, dispone que la presunción legal analizada precedentemente no se aplicará a las acciones y títulos

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valores privados, tales como las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que puedan negociarse en mercados o bolsas de valores ubicados en Argentina o en el extranjero. A fin de asegurar que esta presunción legal no será de aplicación, y por lo tanto, que la emisora privada argentina no estará obligada como un Obligado Sustituto en relación con las Obligaciones Negociables, la emisora deberá mantener en sus registros una copia debidamente certificada de la resolución de la CNV en la que se autoriza la oferta pública de las acciones o títulos de deuda (en este caso, las Obligaciones Negociables) y evidencia que acredite que dicho certificado o autorización estaba en vigencia el 31 de diciembre del año en que se originó la obligación tributaria según lo exige la Resolución General Nº 2.151 de la AFIP de fecha 31 de octubre de 2006. En el caso de que las autoridades tributarias argentinas consideren que no existe documentación suficiente que sustente la autorización de la CNV y / o la autorización para que los títulos de deuda coticen en bolsas de valores de Argentina o del extranjero, el emisor deberá pagar el Impuesto sobre Bienes Personales como Obligado Sustituto.

Las condiciones de aplicación de los criterios de residencia en relación con este Impuesto se encuentran reglamentadas por la Resolución General N° 4.760 de AFIP, publicada en el Boletín Oficial el 17 de julio de 2020.

Adicionalmente, por medio de la Resolución General N° 4.815 de AFIP, publicada en el Boletín Oficial el 16 de septiembre de 2020, se estableció un régimen de percepción que se aplicará sobre las operaciones alcanzadas por el denominado como impuesto PAIS (ver debajo). Los montos percibidos serán considerados pagos a cuenta del Impuesto sobre los Bienes Personales o del Impuesto a las Ganancias, según el caso.

Impuesto sobre los Débitos y Créditos Bancarios

La Ley N° 25.413, y sus modificaciones, establece, con excepciones, un impuesto aplicable sobre los débitos y créditos en cuentas abiertas en instituciones regidas por la Ley N° 21.526 y sobre otras operatorias que reemplacen el uso de dichas cuentas corrientes. Así, el impuesto resulta aplicable sobre: (i) los créditos y débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras que se rigen por la Ley N° 21.526; (ii) ciertas operaciones realizadas con la intervención de entidades financieras que se rigen por la Ley N° 21.526, en las que no se utilicen cuentas bancarias, cualquiera sea la denominación que se le otorgue a la operación, los mecanismos empleados para llevarla a cabo (incluso a través del movimiento de efectivo) y su instrumentación jurídica; y (iii) ciertos movimientos o entregas de fondos, propios o de terceros, aun en efectivo, realizados por cualquier persona, por cuenta propia o por cuenta y/o a nombre de otra, cualquiera sea el mecanismo utilizado para llevarlos a cabo, las denominaciones que se les otorguen y su instrumentación jurídica. Mediante la Resolución General N° 2111/06 de la AFIP, el fisco aclaró que los movimientos o entregas de fondos referidos en el punto (iii) son aquellos efectuados a través de sistemas de pago organizados -existentes o no a la vigencia de este impuesto- que reemplacen el uso de la cuenta bancaria, efectuados por cuenta propia o ajena, en el ejercicio de actividades económicas.

La alícuota general es del 0,6% sobre cada débito y crédito. Podrán aplicarse alícuotas del 1,2% o en su caso del 0,075% a ciertas operatorias especialmente previstas.

De conformidad con el Decreto N° 409/2018 (publicado en el Boletín Oficial de Argentina el 7 de mayo de 2018), 33% del impuesto sobre los débitos y créditos gravados a la alícuota del 0,6% y 33% del impuesto sobre las transacciones gravadas a la alícuota del 1,2% será considerado como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias y/o a cuenta de la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas, o de sus respectivos anticipos. El monto excedente no podrá ser compensado con otros impuestos ni transferido a favor de terceros, solamente podrá ser transferido, para su agotamiento, a otros períodos de los citados impuestos. En el caso de aplicarse una alícuota menor a las indicadas, el cómputo como crédito del Impuesto a las Ganancias o de la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas será del 20%. A partir del dictado de la Ley N° 27.432, se facultó al Poder Ejecutivo para aumentar el monto habilitado a tomarse como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias.

Respecto de los débitos y créditos verificados en cuentas abiertas en entidades financieras argentinas, la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva estableció, para los hechos imponibles que se perfeccionen a partir del 24 de diciembre de 2019, que cuando se lleven a cabo extracciones de efectivo, bajo cualquier forma, los débitos efectuados en las cuentas allí mencionadas, estarán sujetos al doble de la tasa vigente para cada caso, sobre el monto de la extracción en cuestión. Este incremento de la alícuota no se aplicará a las cuentas cuyos titulares sean personas humanas o personas jurídicas que acrediten la condición de micro y pequeñas empresas.

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Para las micro, pequeñas y medianas empresas inscriptas como tales de acuerdo con las disposiciones de la legislación argentina, el porcentaje del pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias podría ser mayor, según corresponda.

El Artículo 10 inciso s) del Anexo del Decreto N°380/2001 y sus modificatorias, establece que los débitos y créditos desde y hacia las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central), se encuentran exentos del impuesto si los titulares de dichas cuentas son entidades del exterior y las cuentas son utilizadas exclusivamente para la realización de inversiones financieras en Argentina.

Para la procedencia de ciertas exenciones y/o reducciones de la alícuota de este impuesto, puede ser necesario el cumplimiento del registro de las cuentas bancarias ante la autoridad fiscal (AFIP-DGI) de acuerdo a lo establecido en la Resolución General AFIP N°3900/2016.

La Ley N° 27.432 (promulgada y publicada en el Boletín Oficial el día 29 de diciembre de 2017), acordó la prórroga de este impuesto hasta el 31 de diciembre del 2022, inclusive.

Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (PAIS)

La Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva estableció, con carácter de emergencia y por el término de cinco períodos fiscales a partir de la entrada en vigencia de dicha ley en diciembre de 2019, un impuesto nacional aplicable sobre determinadas operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera y demás operaciones de cambio de divisas y adquisición de servicios realizadas por sujetos residentes en el país (personas humanas o jurídicas, sucesiones indivisas y demás responsables). La alícuota aplicable es, en general, del 30%. Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

Asimismo, la Resolución General (AFIP) N° 4815/2020 estableció sobre las operaciones sujetas a dicho impuesto y para los contribuyentes definidos en el artículo 36 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva que califiquen como residentes argentinos, en los términos del artículo 116 y siguientes de la LIG, la aplicación de un cobro del treinta y cinco por ciento (35%) sobre los montos en Pesos que, para cada caso, se detallan en el artículo 39 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva.

Dicho cobro tendrá el carácter de pago a cuenta y será computable en la declaración anual del Impuesto a las Ganancias o, en su caso, en la declaración anual del Impuesto a los Bienes Personales, correspondiente al período fiscal en que se hayan producido.

Adicionalmente, esta resolución general establece un régimen de devolución para aquellos sujetos a los que se les haya aplicado la recaudación establecida y que no sean contribuyentes del Impuesto a las Ganancias o, en su caso, del Impuesto sobre los Bienes Personales.

Impuesto sobre los Ingresos Brutos

Es un tributo de carácter provincial que recae sobre el ejercicio habitual y a título oneroso de una actividad económica en una jurisdicción provincial o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires sin importar el sujeto que lo realice. Considerando la autonomía en materia tributaria de la cual gozan las distintas jurisdicciones provinciales incluyendo a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, cada jurisdicción provincial emite su propia legislación tributaria, razón por la cual el tratamiento fiscal aplicable podría resultar diferente dependiendo de las jurisdicciones involucradas en el caso concreto.

Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que se presuma la habitualidad en el desarrollo de dichas actividades en cualquier jurisdicción en la cual obtengan sus ingresos por intereses originados en la tenencia de obligaciones negociables, o por su venta o transferencia, podrían resultar gravados con este impuesto a tasas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada provincia argentina y/o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo que proceda la aplicación de alguna exención.

Tanto la Ciudad Autónoma de Buenos Aires como la provincia de Buenos Aires disponen que los ingresos derivados de cualquier operación emergente de obligaciones negociables, la percepción de intereses y actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia de obligaciones negociables están exentos del impuesto sobre los ingresos brutos, si las obligaciones negociables han sido emitidas de acuerdo con las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables y la Ley Nº 23.962, en la medida que dichas operaciones estén exentas del impuesto a las ganancias. Dicha exención no resulta aplicable a las actividades desarrolladas por agentes y todo tipo de intermediarios.

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Conforme las previsiones del Consenso Fiscal suscripto por el Poder Ejecutivo Nacional, los representantes de las provincias y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires el 16 de noviembre de 2017 - aprobado por el Congreso Nacional el 21 de diciembre de 2017 – (el “Consenso Fiscal”), las jurisdicciones locales asumieron diversos compromisos en relación con ciertos impuestos que se encuentran bajo su órbita.

En lo que refiere al impacto del Consenso Fiscal en el Impuesto sobre los Ingresos Brutos, las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer exenciones y aplicar alícuotas máximas para ciertas actividades y períodos. El Consenso Fiscal producirá efectos sólo respecto de las jurisdicciones que lo aprueben por sus legislaturas y a partir de esa fecha. Sin embargo, el 17 de diciembre de 2019, las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires firmaron un acuerdo de suspensión de determinadas cláusulas del Consenso Fiscal, que entraría en vigencia después de un año (que luego fue prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2021 mediante un nuevo acuerdo firmado el 4 de diciembre de 2020 por algunas provincias argentinas y el gobierno nacional), que fue aprobado por el congreso argentino en la Ley N° 27.542, el 12 de febrero de 2020 y que también tendrá efectos una vez ratificado por cada una de las legislaturas de las jurisdicciones firmantes.

Se recomienda a los posibles inversores considerar la posible incidencia del impuesto sobre los ingresos brutos tomando en consideración las disposiciones de la legislación aplicable que podrían ser relevantes en cualquier caso particular.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Buenos Aires y Salta, entre otros, así como la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) han establecido regímenes de percepción del impuesto sobre los ingresos brutos que podrían resultar aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras argentinas, cualquiera sea su especie o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas. Estos regímenes se aplican a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción. Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango que puede llegar actualmente al 5%.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos contribuyentes que son pasibles de las mismas.

En relación a estos regímenes, al suscribir el Consenso Fiscal, las provincias Argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer un mecanismo de devolución automática al contribuyente del saldo a favor generado por retenciones y percepciones, acumulado durante un plazo razonable, que en ningún caso podrá exceder los seis meses desde la presentación de la solicitud efectuada por el contribuyente, siempre que se encuentren cumplidas las condiciones y el procedimiento establecido por las jurisdicciones locales para esa devolución. Asimismo, mediante el acuerdo suscripto el 4 de diciembre de 2020 entre el Poder Ejecutivo y los representantes de determinadas jurisdicciones argentinas, éstas asumieron el compromiso de procurar las medidas necesarias a los fines de aplicar mecanismos de devolución automática, compensación o transferencia de crédito del saldo positivo generado por las retenciones y recaudaciones, siempre que los contribuyentes cumplan con los requisitos específicos del caso en cuestión.

Los inversores deberán corroborar la existencia de tales mecanismos dependiendo de la jurisdicción involucrada.

Impuesto de sellos

El Impuesto de Sellos es un tributo de carácter provincial, que grava la instrumentación de los actos, contratos y operaciones de carácter oneroso que se otorguen en una determinada jurisdicción provincial o bien aquellos que siendo instrumentados fuera de una determinada jurisdicción provincial produzcan efectos en dicha jurisdicción.

De acuerdo con el artículo 497, inciso 54, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, están exentos del impuesto de sellos en la jurisdicción de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires los actos, contratos u operaciones (incluidas las entregas o recepciones de dinero) relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las obligaciones negociables emitidas de acuerdo con el régimen de la Ley de Obligaciones Negociables y la Ley Nº 23.962. Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar en canje por las obligaciones negociables, así como a la

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constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión, sean anteriores, simultáneas o posteriores a ésta.

El artículo 497, inciso 50, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires dispone que están exentos de este impuesto los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados y/o que resulten necesarios para la emisión de obligaciones negociables destinadas a la oferta pública en los términos de la Ley de Mercado de Capitales efectuada por compañías o fideicomisos financieros debidamente autorizados por la CNV a hacer oferta pública de dichos títulos valores. Esta exención ampara también a los instrumentos, actos, operaciones y garantías vinculados con y/o requeridos para la emisión de las obligaciones negociables, conforme se explicó anteriormente, ya sea que dichos instrumentos, actos, operaciones y garantías sean anteriores, simultáneos, posteriores o constituyan renovaciones de las mismas.

Dicha exención no resulta de aplicación si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de las obligaciones negociables ante la CNV y/o si la colocación de las obligaciones negociables no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión por parte de la CNV de la autorización solicitada a tales fines. Por otra parte, el artículo 497, inciso 52, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires dispone que los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de títulos valores debidamente autorizados para oferta pública por la CNV también están exentos del impuesto de sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención dejará de ser de aplicación en el supuesto explicado en la última oración del párrafo anterior.

El artículo 297, inciso 46, del Código Fiscal de la Provincia de Buenos Aires establece una exención aplicable a los actos, acuerdos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, colocación, suscripción y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme el régimen de las Leyes Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y Nº 23.962. Esta exención comprenderá a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar, por conversión de las obligaciones negociables, como así también, a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión, sean anteriores, simultáneos o posteriores a ésta.

La Provincia de Buenos Aires también exime del impuesto de sellos a todos los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza, incluidas las entregas y recepciones de dinero, vinculados con la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisores, y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública bajo los términos de la Ley de Mercado de Capitales, por compañías debidamente autorizadas por la CNV (inciso 45 del artículo 297). Esta exención se aplica a instrumentos, actos, operaciones y garantías vinculados con y/o requeridos para la emisión de obligaciones negociables, tal como se explicó anteriormente, ya sea que dichos instrumentos, actos, operaciones y garantías sean previos, simultáneos, posteriores o constituyan una renovación de los mismos. Sin embargo, dicha exención no resulta de aplicación si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los títulos valores no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión por parte de la CNV de la autorización solicitada a tales fines.

Los actos y/o instrumentos asociados con la negociación de títulos valores debidamente autorizados para oferta pública por la CNV también están exentos del impuesto de sellos en la Provincia de Buenos Aires. Esta exención no tendrá aplicación en el supuesto explicado en la última oración del párrafo anterior.

En relación con el Consenso Fiscal, la mayoría de las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer una alícuota máxima del impuesto de sellos del 0,75% a partir del 1° de enero de 2019, 0,5% a partir del 1° de enero de 2020, 0,25% a partir del 1°de enero de 2021 y eliminarlo a partir del 1° de enero de 2022. Sin perjuicio de ello, este cronograma ha sido postergado por un año en virtud de un nuevo consenso fiscal, aprobado por la Ley Nº 27.542 (publicada en el Boletín Oficial el 12 de febrero de 2020). A pesar de ello, durante el mes de diciembre de 2020, las provincias argentinas y el Gobierno Nacional firmaron un nuevo consenso fiscal que, entre otras cuestiones, incluyó la extensión de la suspensión del anterior por un año adicional, en total 2 años.

Considerando la autonomía que en materia tributaria posee cada jurisdicción provincial, se deberá analizar los potenciales efectos que este tipo de operatorias pudieran generar y el tratamiento tributario que establece el resto de las jurisdicciones provinciales.

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253

Los potenciales adquirentes de las Obligaciones Negociables deberán considerar la posible incidencia de este impuesto en las distintas jurisdicciones del país con relación a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables o la existencia de efectos relacionados con ellas.

Impuesto a las Transmisión Gratuita de Bienes

En el orden federal, Argentina no grava con impuestos a la transmisión gratuita de bienes (“ITGB”) a herederos, donantes, legatarios o donatarios. Ningún impuesto a la transferencia gratuita de valores negociables, impuesto a la emisión, registro o similares debe ser pagado por los suscriptores de las Obligaciones Negociables a nivel federal. Sin embargo, a nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires estableció un impuesto a la transmisión gratuita de bienes cuyas características básicas son las siguientes:

• El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia o cualquier otro hecho que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.

• Son contribuyentes las personas humanas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.

• Para los contribuyentes domiciliados en dicha provincia, el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la provincia como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de ella, este tributo recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la provincia. Se consideran situados en la Provincia de Buenos Aires, los siguientes tipos de bienes, que pueden transmitirse libremente: (i) los títulos y las acciones, obligaciones negociables, cuotas o participaciones sociales y otros valores negociables representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando éstos estuvieren domiciliados en la Provincia de Buenos Aires; (ii) los títulos, acciones y demás valores negociables que se encuentren en la Provincia de Buenos Aires al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores negociables representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la Provincia de Buenos Aires, donde tenemos domicilio.

• Están exentas las transmisiones gratuitas de bienes cuando su valor en conjunto sea igual o inferior a $ 322.800 (monto que se eleva a $1.344.000 cuando los bienes son transferidos a padres, hijos o cónyuges).

• En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 1,6026% al 8,7840% y el pago de una suma fija de impuesto, según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

Respecto de la existencia del ITGB en otras provincias, los tenedores de las Obligaciones Negociables deben analizar las consecuencias impositivas según la jurisdicción involucrada en el caso específico.

Tratados impositivos

En caso de resultar aplicable algún tratado para evitar la doble imposición, el régimen impositivo aplicable podría no coincidir, total o parcialmente, con el descripto en el presente.

La Argentina celebró y posee veintidós (22) tratados impositivos vigentes con diversos países a fin de evitar la doble tributación de impuestos, concretamente con Alemania, Australia, Bélgica, Bolivia, Brasil, Canadá, Chile, Dinamarca, Emiratos Árabes Unidos, España, Finlandia, Francia, Italia, México, Noruega, Países Bajos, Qatar, Reino Unido, Rusia, Suecia, Suiza, y Uruguay (en este último caso el convenio consiste en un acuerdo de intercambio de información que contiene cláusulas para evitar la doble imposición). Asimismo, Argentina ha suscripto convenios con China, Japón, Luxemburgo, Turquía y Austria, aunque aún no se encuentran en vigor. Actualmente no se encuentra en vigencia ningún tratado o convenio vigente entre Argentina y Estados Unidos.

Tasa de Justicia

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En caso de que fuera necesario entablar procedimientos judiciales en la Argentina en relación con las Obligaciones Negociables ante tribunales federales o ante tribunales nacionales con asiento en la Ciudad de Buenos Aires, se impondrá una tasa de justicia (actualmente a una alícuota del 3,0% o del 1,5% si se tratare de procesos sucesorios) sobre los montos del reclamo. En caso de que tales procesos tramitaren ante tribunales de las jurisdicciones provinciales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires la cuestión estaría regida por otras normas.

Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación

El Artículo 19 de la LIG define “jurisdicciones no cooperantes” como aquellos países o jurisdicciones que no tengan vigente con la República Argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula amplia de intercambio de información. Asimismo, considera como no cooperantes aquellos países o jurisdicciones que, teniendo vigente un acuerdo con los alcances antes definidos, no cumplan efectivamente con el intercambio de información. Asimismo, las convenciones y los acuerdos indicados anteriormente deben cumplir con normas internacionales de transparencia fiscal e intercambio de información respecto de cuestiones tributarias respecto de las cuales Argentina se haya comprometido. Además, el artículo 19 de la LIG establece que el Poder Ejecutivo Nacional elaborará un listado de países considerados “jurisdicciones no cooperantes” con base en la definición descripta anteriormente. Tal como fuera mencionado, el Poder Ejecutivo Nacional elaboró un listado de jurisdicciones no cooperantes contenido en el Artículo 24 del Decreto Reglamentario de la LIG. Este listado podría ser modificado, en atención a la experiencia en cooperación fiscal internacional, por lo que se recomienda a los potenciales inversores consultarlo antes de realizar inversiones relacionadas con las Obligaciones Negociables.

Además, dicho artículo establece que la AFIP deberá informar al Ministerio de Hacienda cualquier novedad que justifique una modificación del listado, a los fines de su actualización.

Conforme el Artículo 20 de la LIG, las “jurisdicciones de baja o nula tributación” son definidas como países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados u otros regímenes tributarios especiales cuya tributación máxima a la renta empresaria es inferior al 60% de la alícuota mínima para empresas establecida en el primer párrafo del Artículo 73 de la LIG (actualmente 15%). Esta cifra representa el 60% de la alícuota del impuesto a las ganancias de sociedades del 25% que se establece actualmente en el inciso a) del artículo 73 de la LIG. Asimismo, el Artículo 25 del Decreto Reglamentario de la LIG estableció que a los fines de determinar si una jurisdicción es de baja o nula tributación se debe tener en cuenta la alícuota total aplicable a las sociedades, con independencia de las autoridades que establecieron el impuesto. Asimismo, dicho Artículo 25 establece que “régimen tributario especial” significa toda regulación o régimen específico que haya establecido un impuesto específico a la renta corporativa que dé por resultado una alícuota aplicable inferior a la establecida en el régimen general de dicha jurisdicción.

De acuerdo con la presunción legal establecida en el Artículo 18.2 de la Ley N° 11.683 (conforme al texto ordenado en 1998, con sus modificatorias), los ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación se considerarán como incrementos patrimoniales no justificados para el receptor local, cualquiera sea la naturaleza o tipo de operación de que se trate. Los incrementos patrimoniales no justificados están sujetos a los siguientes impuestos:

Se determinaría un impuesto a las ganancias sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
Impuesto al valor agregado (e impuestos internos, si fuera el caso) sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
Aunque el concepto de “ingresos de fondos” no está claro, debería interpretarse como cualquier transferencia de fondos:
desde una cuenta en una jurisdicción no cooperante o de baja o nula tributación o desde una cuenta bancaria abierta fuera de una jurisdicción no cooperante o de baja o nula tributación, pero cuyo titular sea una entidad radicada en una jurisdicción no cooperante o de baja o nula tributación,
a una cuenta bancaria ubicada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de Argentina, pero cuyo titular sea un sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales.

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El sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales podrá refutar dicha presunción legal acreditando de manera fehaciente ante la Autoridad Impositiva de Argentina que los fondos se originaron en actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por un tercero en dichas jurisdicciones, o que los fondos han sido previamente declarados.

EL RESUMEN PRECEDENTE NO CONSTITUYE UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. LOS TENEDORES Y LOS POSIBLES COMPRADORES DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES DEBEN CONSULTAR A SUS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS APLICABLES EN FUNCION DE SU SITUACIÓN PARTICULAR.

e) Declaración por parte de expertos

No se ha incluido en el presente Prospecto ninguna declaración o informe atribuido a personas ajenas a las Co-Emisoras.

f) Documentos a disposición

El presente Prospecto y los estados financieros incluidos en el mismo se encuentran a disposición de los interesados en la sede social de las Compañías, sita en Av. Leandro N. Alem 855 / Piso 14º, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en la página web del grupo www.albanesi.com.ar, en los sistemas informáticos de aquellos mercados en los que se listen las Obligaciones Negociables, así como en la página web de la CNV https://www.argentina.gob.ar/cnv en el ítem información financiera.

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ANEXO I

La información financiera seleccionada de las Co-Emisoras que se presenta a continuación incluye aquella existente al cierre del período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 y debe interpretarse de forma conjunta con los estados contables de las Co-Emisora a las fechas indicadas y está condicionada en su totalidad por referencia a los mismos.

Los estados financieros de GEMSA y CTR correspondientes al periodo de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 se encuentran publicados en la AIF bajo el ID 2780234 y 2779866, respectivamente.

A) INFORMACIÓN FINANCIERA DE GEMSA

a) ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

1. Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales

La siguiente tabla presenta los resultados de nuestras operaciones correspondientes al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 y al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

Ingresos por ventas Costo de ventas Resultado bruto Gastos de comercialización Gastos de administración Resultado por participación en asociadas Otros ingresos operativos Resultado operativo Ingresos financieros Gastos financieros Otros resultados financieros Resultados financieros, neto Resultado antes de impuestos Impuesto a las ganancias (Pérdida) / Ganancia del período Otro Resultado Integral Conceptos que no serán reclasificados a resultados: Cambio de alícuota sobre el impuesto a las ganancias - revalúo propiedad, planta y equipo Diferencias de conversión Conceptos que serán reclasificados a resultados: Diferencias de conversión de subsidiarias y asociadas Otro resultado integral del período (Pérdida) / Ganancia integral del período	30.06.21	30.06.20
	9.177.151.685 (3.822.999.039) 5.354.152.646 (20.893.769) (455.982.770) (22.293.486) 2.769.510 4.857.752.131 399.413.627 (3.475.007.977) (451.866.660) (3.527.461.010) 1.330.291.121 (4.939.068.935) (3.608.777.814) (1.429.519.711) 1.735.001.939 619.225.159 924.707.387 (2.684.070.427)	6.527.849.439 (2.205.107.572)
		4.322.741.867
		(1.078.669) (220.427.910) - 7.891.246
		4.109.126.534
		874.166.153 (2.186.811.187) (790.878.653)
		(2.103.523.687)
		2.005.602.847
		(954.006.524)
		1.051.596.323


		- - -
		-
		1.051.596.323

2. Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta nuestro estado de situación financiera correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021.

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	30.06.21
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE Propiedades, planta y equipo Inversiones en asociadas Inversiones en otras sociedades Activo por impuesto diferido Saldo a favor de impuesto a las ganancias, neto Otros créditos Total activo no corriente ACTIVO CORRIENTE Inventarios Saldo a favor de impuesto a las ganancias, neto Otros créditos Créditos por ventas Efectivo y equivalentes de efectivo Total de activo corriente Total de activo PATRIMONIO Capital social Ajuste de capital Prima de emisión Reserva legal Reserva facultativa Reserva especial RG 777/18 Reserva por revalúo técnico Otros resultados integrales Resultados no asignados Reserva por conversión Patrimonio atribuible a los propietarios Participación no controladora Total del patrimonio neto PASIVO PASIVO NO CORRIENTE Pasivos por impuesto diferido Otras deudas Plan de beneficios definidos Préstamos Deudas comerciales Total del pasivo no corriente

	87.440.752.175
	352.756.057
	79.536
	383.257
	1.732.444
	379.423.027
	88.175.126.496


	375.393.585
	180.057
	6.279.556.318
	5.357.511.461
	831.138.709
	12.843.780.130
	101.018.906.626


	203.123.895
	1.687.289.850
	1.666.917.182
	75.594.155
	2.767.344.464
	4.210.461.841
	4.239.111.310
	(23.745.545)
	(2.799.057.261)
	489.106.584
	12.516.146.475
	668.966.955
	13.185.113.430
	21.677.964.080 1.408.360 76.970.764 49.078.501.481 2.464.709.745
	73.299.554.430

PASIVO CORRIENTE
Otras deudas	9.889.747
Deudas sociales Plan de beneficios definidos Préstamos Instrumentos financieros derivados	200.252.855
	14.107.658
	9.484.095.323
	76.320.000
Deudas fiscales Deudas comerciales	625.198.054 4.124.375.129
Total del pasivo corriente Total del pasivo Total del pasivo y patrimonio	14.534.238.766
	87.833.793.196
	101.018.906.626

3. Estado de Cambios en el Patrimonio

Las siguientes tablas presentan nuestro estado de cambios en el patrimonio correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

258

==> picture [250 x 207] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021
(en miles de pesos)
Capital social 203.124
Ajuste de capital 1.687.290
Prima de emisión 1.666.917
Reserva legal 75.594
Reserva facultativa 2.767.344
Reserva especial RG 777/18 4.210.462
Reserva por revalúo técnico 4.239.111
Reserva especial (23.746)
Otros resultados integrales (2.799.057)
Resultados no asignados 489.107
Patrimonio atribuible a los propietarios 12.516.146
Participación no controladora 668.967
Total del patrimonio neto 13.185.113
----- End of picture text -----

4. Estado de Flujo de Efectivo

La siguiente tabla presenta nuestro estado de flujo de efectivo correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 y al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

==> picture [408 x 141] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021 2020
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del período 1.872.408 1.196.911
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 2.304.672 5.268.864
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (1.356.237) (2.048.305)
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento (2.250.056) (1.961.840)
RECPAM (3.897) 130.790
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 148.222 (21.034)
Diferencia de conversión y de cambio del efectivo y equivalentes de efectivo 116.027 -
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 831.139 2.565.386
----- End of picture text -----

b) INDICADORES FINANCIEROS

A continuación, se exponen indicadores financieros considerados relevantes para el análisis de la evolución de la Emisora, con información correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021 y al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

Liquidez Solvencia Inmovilización de capital Rentabilidad	Correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de	Correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2021	2020
	0,88 0,58 0,14 0,24 0,87 0,87 (0,27) 0,08

c) CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

259

==> picture [251 x 251] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo 831.139
Deudas financieras corrientes
Sin Garantía 1.352.284
Con Garantía 8.131.811
Total deudas financieras corrientes 9.484.095
Deudas financieras no corrientes
Sin Garantía 4.109.083
Con Garantía 44.969.418
Total deudas financieras no corrientes 49.078.501
Endeudamiento total 58.562.597
Patrimonio 13.185.113
Capitalización y Endeudamiento 71.747.710
----- End of picture text -----

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

260

B) INFORMACIÓN FINANCIERA DE CTR

a) ESTADOS FINANCIEROS

1. Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales

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----- Start of picture text -----

30.06.21 30.06.20
Ingresos por ventas 1.602.267.297 1.686.350.000
Costo de ventas (560.794.563) (443.024.910)
Resultado bruto 1.041.472.734 1.243.325.090
Gastos de comercialización (17.769.478) (38.761.407)
Gastos de administración (142.416.117) (110.861.670)
Otros ingresos y egresos - 35.347.403
Resultado operativo 881.287.139 1.129.049.416
Ingresos financieros 326.127.854 284.843.978
Gastos financieros (841.521.391) (729.774.412)
Otros resultados financieros (82.594.454) (179.110.642)
Resultados financieros, netos (597.987.991) (624.041.076)
Resultado antes de impuestos 283.299.148 505.008.340
Impuesto a las ganancias (1.182.141.429) (188.014.993)
(Pérdida) Ganancia del período (898.842.281) 316.993.347
Conceptos que no serán clasificados a resultados:
Cambio de alícuota sobre el impuesto a las
-
ganancias - Revalúo propiedades, planta y equipo (343.579.890)
Diferencias de conversión 450.587.463 -
Otros resultados integrales del período 107.007.573 -
Total de resultados integrales del período (791.834.708) 316.993.347
----- End of picture text -----

2. Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta nuestro estado de situación financiera correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021.

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

261

30.06.21

==> picture [222 x 502] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE
Propiedades, planta y equipo 13.504.997.011
Otros créditos 80.231.761
Total activo no corriente 13.585.228.772
ACTIVO CORRIENTE
Inventarios 77.493.845
Otros créditos 2.171.604.489
Créditos por ventas 1.269.613.754
Efectivo y equivalentes de efectivo 181.975.903
Total de activo corriente 3.700.687.991
Total de activo 17.285.916.763
PATRIMONIO
Capital social 73.070.470
Ajuste de capital 634.760.673
Reserva legal 16.739.598
Reserva facultativa 315.501.475
Reserva especial RG 777/18 979.530.646
Reserva por revalúo técnico 1.171.732.767
Otros resultados integrales (940.241)
Resultados no asignados (693.534.841)
Reserva por conversión 97.321.562
TOTAL DEL PATRIMONIO 2.594.182.109
PASIVO
PASIVO NO CORRIENTE
Pasivo neto por impuesto diferido 4.392.134.852
Plan de beneficios definidos 4.243.526
Préstamos 7.402.763.551
Total del pasivo no corriente 11.799.141.929
PASIVO CORRIENTE
Otras deudas 2.272.860
Deudas fiscales 191.900.836
Remuneraciones y deudas sociales 23.104.352
Plan de beneficios definidos 2.691.796
Préstamos 2.644.879.484
Deudas comerciales 27.743.397
Total del pasivo corriente 2.892.592.725
Total del pasivo 14.691.734.654
Total del pasivo y patrimonio 17.285.916.763
----- End of picture text -----

3. Estado de Cambios en el Patrimonio

Las siguientes tablas presentan nuestro estado de cambios en el patrimonio correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2021.

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262

==> picture [250 x 168] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021
(en miles de pesos)
Capital social 73.070
Ajuste de capital 634.761
Reserva legal 16.740
Reserva facultativa 315.501
Reserva especial RG 777/18 979.531
Reserva por revalúo técnico 1.171.733
Otros resultados integrales (940)
Resultados no asignados (693.535)
Reserva por conversión 97.322
TOTAL DEL PATRIMONIO 2.594.182
----- End of picture text -----

4. Estado de Flujo de Efectivo

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----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021 2020
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del período 550.993 865.640
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 824.303 988.247
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (114.149) (579.277)
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento (1.123.098) (812.825)
RECPAM - 94.024
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 72.877 185.165
Diferencia de conversión y de cambio del efectivo y equivalentes de efectivo (28.950) -
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del período 181.976 740.973
----- End of picture text -----

b) INDICADORES FINANCIEROS

Liquidez Solvencia Inmovilización de capital Rentabilidad	Correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de	Correspondiente al período de seis meses finalizado el 30 de junio de
	2021	2020
	1,28 1,02 0,18 0,22 0,79 0,81 (0,30) 0,12

c)

CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

263

==> picture [251 x 251] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 30 de junio de
2021
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo 181.976
Deudas financieras corrientes
Sin Garantía 368.250
Con Garantía 2.276.630
Total deudas financieras corrientes 2.644.879
Deudas financieras no corrientes
Sin Garantía 238.904
Con Garantía 7.163.860
Total deudas financieras no corrientes 7.402.764
Endeudamiento total 10.047.643
Patrimonio 2.594.182
Capitalización y Endeudamiento 12.641.825
----- End of picture text -----

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

264

CO-EMISORAS

GENERACIÓN MEDITERRÁNEA S.A.

Av. Leandro N. Alem 855, Piso 14º (C1001AAD) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

CENTRAL TÉRMICA ROCA S.A. Av. Leandro N. Alem 855, Piso 14º (C1001AAD) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

ASESORES LEGALES DE LAS CO-EMISORAS Tavarone, Rovelli, Salim & Miani

Tte. Gral. Juan D. Perón 537, Piso 5º (C1038AAK) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

AUDITORES EXTERNOS Price Waterhouse & Co. S.R.L.

(firma miembro de PricewaterhouseCoopers International Limited network)

==> picture [86 x 97] intentionally omitted <==

Edificio Bouchard Plaza Bouchard 557, Piso 8° (C1106ABG) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

Osvaldo Cado

==> picture [29 x 32] intentionally omitted <==

265

AI assistant

Central Termica Roca S.A. — Capital/Financing Update 2021

68645_rns_2021-10-06_07b97622-d4d3-4435-9d64-c1b6f8e3a3a2.pdf

PROSPECTO DE PROGRAMA

Generación Mediterránea S.A. Central Térmica Roca S.A. Co-Emisoras

PROGRAMA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA U$S700.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR)

ÍNDICE

AVISOS IMPORTANTES

a) Notificación a los inversores sobre nuestra reorganización societaria

b) Información Financiera

c) Pandemia a nivel mundial por el brote de “coronavirus”

d) Notificación a los inversores

e) Notificación a los inversores sobre normativa referente a lavado de activos

f) Notificación a los agentes del BYMA

INFORMACIÓN RELEVANTE

a) Aprobaciones societarias

Presentación de información contable

General

Estados Financieros

Datos que no se ajustan a las NIIF

b) Moneda

c) Ciertos términos definidos

d) Redondeo

e) Datos económicos, de la industria y del mercado

GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Plazos y Formas de Amortización

Colocación

Acción Ejecutiva:

Autorización:

INFORMACIÓN DE LAS CO-EMISORAS

Descripción de las actividades y negocios

Expansión de capacidad

Ampliación de Central Térmica Ezeiza

Ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana

Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco

Sector eléctrico argentino

Fortalezas competitivas

Estrategia

Reseña Histórica

Nuestras centrales eléctricas

Central Térmica Ezeiza

Central Térmica Modesto Maranzana

Central Térmica Roca

Central Térmica Independencia

Central Térmica Riojana

Central Térmica Generación Frías

Central Térmica La Banda

Central Térmica Generación Rosario

Solalban Energía

Nuestra tecnología

Nuestros clientes

Resolución SE 220/2007

Resolución SEE 21/2016

Resolución SEE 1281/2006 - Energía Plus

Resolución SEE 31/2020 - Energía Base

Ambiente y Sostenibilidad

Seguros

Descripción del sector en que se desarrolla su actividad

La industria eléctrica en argentina y su regulación

Antecedentes

Autoridades Regulatorias

Facultades regulatorias de las provincias

Participantes Clave

Generadores

Transportistas

Distribuidores

Grandes Usuarios del MEM

Comercializadores

Límites y restricciones

Generadores

Transportistas

Distribuidores

Definición de control

Restricciones horizontales

Transportistas

Distribuidores

Estructura Energética Argentina

Características estructurales del Sector Energético

Central Termica Roca S.A. Capital/Financing Update 2021