Central Termica Roca S.A. - Capital/Financing Update 2024

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$S1.000.000.000 (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$S1.000.000.000 (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 “Co-Emisoras”, 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.

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 Co-Emisoras 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 12 de la Sección IV del Título XI del texto ordenado según la Resolución General N°622/13 de la CNV (N.T. año 2013 y modificatorias) (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 10% 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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Osvaldo Cado

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 medida o valor ha sido autorizada por Disposición N° DI- 2021-3-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 23 de febrero de 2021, la prórroga y modificación de los términos y condiciones del Programa, aprobadas por las Asambleas Generales Extraordinarias de Accionistas de las Sociedades y sus Directorios con fecha 19 de abril de 2022, ha sido autorizada por Disposición N° DI-2022-28-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 2 de junio de 2022, el aumento del monto del Programa hasta U$S1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) ha sido autorizado por Disposición Nº DI-2023-31-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV con fecha 5 de julio de 2023, y la modificación de los términos del prospecto de Programa a los fines de permitir a las Compañías la emisión de Obligaciones Negociables tipificadas como temáticas, incluyendo sin limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado ha sido autorizado por Disposición Nº DI-2024-11-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV con fecha 23 de febrero de 2024. 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

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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.

La CNV no ha emitido juicio sobre la denominación temática que puedan tener las eventuales emisiones de Obligaciones Negociables. A tal fin, los Directorios se orientarán por los “ Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Temáticos en Argentina ” establecidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de Normas de la CNV (los “Lineamientos SVS+”).

De conformidad con la Resolución General N° 917/2021 de la CNV, las Co-Emisoras oportunamente informarán en cada Suplemento, de corresponder, si las Obligaciones Negociables a emitirse gozarán de los beneficios impositivos dispuestos por el Decreto N° 621/2021. Para obtener información relativa a la normativa vigente en materia de carga tributaria, véase la sección “ Información Adicional – Carga Tributaria ” del presente Prospecto.

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]) y CTR (CUIT 33-71194489-9; [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 8 de abril de 2024

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ÍNDICE

AVISOS IMPORTANTES ................................................................................................................................ 4 INFORMACIÓN RELEVANTE .................................................................................................................... 22 GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS .................................................................................................... 25 DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS ..................................................................................... 30 RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES ...... 32 INFORMACIÓN DE LAS CO-EMISORAS .................................................................................................. 38 FACTORES DE RIESGO ............................................................................................................................. 107 POLÍTICAS DE LAS CO–EMISORAS ....................................................................................................... 133 INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN, DEL CONSEJO DE VIGILANCIA Y COMITÉ DE AUDITORÍA (TITULARES Y SUPLENTES)............................................................................................. 138 ESTRUCTURA DE LAS CO-EMISORAS, ACCIONISTAS O SOCIOS Y PARTES RELACIONADAS148 ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LAS CO-EMISORAS ................................................................. 152 ANTECEDENTES FINANCIEROS ........................................................................................................... 155 DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN .................................................................................................... 200 INFORMACIÓN ADICIONAL .................................................................................................................... 217

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AVISOS IMPORTANTES

(1) 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 S.A. (“Albanesi” o “ASA”, indistintamente), 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 disolvieron 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 es considerada la fecha de reorganización indicada en el artículo 172 del Decreto Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias. La conformidad administrativa de la Fusión 2021 fue resuelta por el Directorio de la CNV mediante Resolución N° RESFC-2021-21508-APN-DIR#CNV de fecha 18 de noviembre de 2021. Con fecha 10 de marzo de 2022, se inscribió en la Inspección General de Justicia (la “IGJ”) la Fusión 2021, así como la disolución sin liquidación de Albanesi y de GECE.

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

(2) Información Financiera

Con fecha 8 de marzo de 2024 se publicaron en la AIF los estados contables por el período anual finalizado el 31 de diciembre de 2023 de GEMSA bajo los ID # 3163786 (Consolidados) e ID # 3163451 (Individual), y de CTR bajo el ID # 3163424.

(3) 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 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 (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:

(i) 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
(ii) 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

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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 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 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 N° 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

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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 de 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).

Asimismo, para un detalle de las últimas medidas adoptadas por la UIF, véase “ Avisos Importantes – 5) Notificación a los inversores sobre normativa referente a lavado de activos ” de este Prospecto. Para un detalle de las últimas medidas adoptadas por el (el “BCRA” o el “Banco Central”, de forma indistinta) y la CNV, véase “ Información Adicional – c) Controles de Cambio ” de este Prospecto.

(4) Proceso penal

A continuación, se encuentran ciertas declaraciones de las Co-Emisoras respecto al estado de ciertas acciones judiciales que tramitan ante un juzgado federal de Argentina en las que el ex presidente del directorio de GEMSA y CTR, el Sr. Armando Roberto Losón, ha sido procesado. Se brinda un análisis de las derivaciones legales que tales acciones podrían tener para las Co-Emisoras en Argentina y Estados Unidos.

La información aquí descripta no constituye un dictamen legal. Todo inversor deberá realizar su propia diligencia debida y consultar con sus propios asesores legales y demás asesores independientes.

Investigación Penal

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, con fecha 23 de diciembre de 2020, 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 N°26.215 de Financiamiento de los Partidos Políticos. El 17 de agosto de 2021, la Cámara de Apelaciones decretó la nulidad de la resolución de fecha 23 de diciembre de 2020 y ordenó el dictado de un nuevo pronunciamiento sobre la cuestión debatida. El 23 de diciembre de 2021, el nuevo juez a cargo del expediente, Dr. Ercolini, resolvió no hacer lugar al planteo de incompetencia formulado por el Sr. Armando Roberto Losón sin incorporar nueva prueba. Esta resolución fue apelada por la defensa del Sr. Armando Roberto Losón. El 3 de agosto de 2022, la Cámara resolvió declarar la nulidad de la resolución de fecha 22 de diciembre 2021, ordenando que se dicte una nueva resolución. De conformidad con lo ordenado por el Superior, con fecha 5 de septiembre de 2022, el Juez Ercolini resolvió no hacer lugar al planteo de incompetencia solicitado por la defensa de Armando Roberto Losón, resolución que fue apelada por la defensa del nombrado, y el recurso fue concedido y elevado a la Cámara de Apelaciones. Paralelamente, con fecha 1° de abril de 2022, el Sr. Armando Roberto Losón formuló una denuncia en el fuero federal con el fin de que se investigue el posible armado de una causa penal para perjudicarlo. En dicho expediente, se ordenó una pericia oficial caligráfica que determinó la existencia de enmiendas, adulteraciones y cambios de velocidad en la escritura de los cuadernos que fundamentan el Proceso Penal. En

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dicho expediente, se ordenó una pericia oficial caligráfica que determinó la existencia de enmiendas, adulteraciones y cambios de velocidad en la escritura de los cuadernos que fundamentan el Proceso Penal. El 26 de octubre de 2022, con fundamento en las conclusiones de la pericia oficial mencionada, la defensa del Sr. Armando Roberto Losón planteó la nulidad de todo lo actuado en el Proceso Penal respecto del Sr. Losón. El 1° de noviembre de 2022, el juez Ercolini denegó dicha solicitud, siendo dicha resolución apelada a la Cámara, la cual con fecha 13 de febrero de 2023 resolvió confirmar la resolución apelada por la defensa del Sr. Losón.

Ninguna de las Co-Emisoras, ni los demás directores o funcionarios ejecutivos de las mismas, han sido citados por ningún tribunal o autoridad en relación con esta investigación judicial, ya sea como imputados, testigos o en otro carácter. A la fecha del presente, las Co-Emisoras no tienen fundamentos para creer que ninguna de las Co-Emisoras o sus demás directores o funcionarios ejecutivos se encuentra o pasará a estar imputado o procesado en estos procedimientos.

Si bien en Argentina se sancionó la Ley N°27.401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas, que establece la responsabilidad penal de las empresas que participan en actos de corrupción, la misma no es aplicable al caso descripto en el presente dado que los hechos investigados tuvieron lugar antes de la entrada en vigencia de la ley, y la ley no tiene efectos retroactivos.[1]

Consideraciones jurídicas bajo las legislaciones estadounidense y argentina

Las disposiciones antisoborno de la Ley Estadounidense de Prácticas Corruptas en el Extranjero de 1977 ( U.S. Foreign Corrupt Practices Act of 1977 , “FCPA”) no son aplicables a las Co-Emisoras en relación con los presuntos hechos implicados en la investigación judicial antes mencionada. Las disposiciones antisoborno de la FCPA se aplican con mayor alcance a “empresas locales” y “emisoras” pero también pueden aplicarse a otras personas cuando su conducta tiene un nexo suficiente con los Estados Unidos. Dado que las Co-Emisoras son sociedades argentinas sin presencia en Estados Unidos y no están registradas ante la Comisión de Valores de los Estados Unidos ( U.S. Securities and Exchange Commission, la “SEC”) ni poseen títulos valores listados en ninguna bolsa de valores estadounidense, no calificarían como “empresas locales” o “emisoras” bajo la FCPA. En consecuencia, las disposiciones antisoborno de la FCPA sólo podrían ser aplicables a las Co-Emisoras si ellas o alguna persona en su nombre participara de un hecho tendiente a realizar un pago corrupto suficientemente vinculado a los Estados Unidos, o actuara como agente de una “emisora” o “empresa local” en relación con un esquema de sobornos.[2] Las Sociedades no tienen fundamentos para sostener que las disposiciones antisoborno de la FCPA podrían ser de aplicación a las Co-Emisoras en este caso.

El siguiente análisis evalúa si los presuntos hechos constituirían un supuesto de incumplimiento bajo los principales documentos de deuda de las Co-Emisoras, los contratos de compra de energía y los contratos con proveedores en relación con sus proyectos de ampliación:

Las obligaciones negociables que fueron emitidas por GEMSA, y co-emitidas por GEMSA y CTR en el mercado local y que se encuentran pendientes de pago a la fecha de este Prospecto (las “ONs Locales”). Las Co-Emisoras no han sido objeto de ningún reclamo con respecto a las ONs Locales.
Las Co-Emisoras cuentan con (i) siete contratos de compra de energía celebrados bajo la Resolución 220/2017; (ii) cuatro contratos de compra de energía celebrados bajo la Resolución 21/2016; y (iii) dos contratos de compra de energía celebrados bajo la Resolución 287/2017; en todos los casos con CAMMESA. Los contratos de compra de energía con CAMMESA no contienen ninguna disposición contractual que establezca la imposición de sanciones o rescisión por hechos tales como los investigados en la causa antes mencionada.
En cuanto a los contratos de compra de energía actualmente vigentes celebrados con ciertos compradores privados, no contienen ninguna disposición contractual que establezca la imposición de sanciones o rescisión por hechos tales como los investigados en la causa antes mencionada.
Las Co-Emisoras han celebrado contratos con ciertos proveedores clave vinculados con la adquisición de equipos para los proyectos de ampliación. Ninguno de estos contratos ha sido rescindido como resultado de la investigación antes descripta, y todos ellos permanecen en plena vigencia y efectos. Los proveedores externos han entregado parte de los equipos de acuerdo con el cronograma de entrega establecido en dichos contratos.

1La Procuración General del Tesoro de la Nación ha confirmado esta interpretación en su fallo N°IF-2018-5407797-APN-PTN que indica que: “ los hechos investigados son previos al dictado de la ley N° 27.401, y dicha ley no es de aplicación retroactiva”.

2 Si bien la posición previa del gobierno estadounidense era que las disposiciones antisoborno de la FCPA también podían ser de aplicación a una persona física o entidad no estadounidense que participara en un ilícito con o fuera cómplice de una parte sujeta a la FCPA (es decir, una “emisora” o “empresa local”, un tribunal de apelación federal recientemente rechazó esta posición. Véase United States v. Hoskins , 161010-cr (2d Cir. 24 de agosto de 2018) (“El gobierno no puede ampliar el alcance territorial de la FCPA recurriendo a las leyes sobre concertación ilícita y complicidad”).

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Programa de integridad y otras consideraciones relacionadas

Renuncia del Sr. Armando Roberto Losón

El 7 de agosto de 2018, el Directorio aceptó la renuncia del Sr. Armando Roberto Losón a su cargo de presidente y miembro de los directorios de las Co-Emisoras.

Programa de Integridad de las Co-Emisoras

El Programa de Integridad de las Co-Emisoras (el “Programa de Integridad”) fue aprobado por el directorio de cada Sociedad el 16 de agosto de 2018. Los ejes del Programa de Integridad son: (i) un nuevo código de ética y conducta (el “Código”), (ii) una política anticorrupción, (iii) una política para procesos licitatorios, (iv) una política en materia de relacionamiento con funcionarios de gobierno, y (v) una línea directa de denuncia (whistleblowers hotline ) (la “Línea”) cuya administración se encuentra tercerizada a cargo de Price Waterhouse & Co. (“PwC”). También se destaca la implementación de una capacitación para todos sus empleados de carácter obligatoria, bajo la modalidad de e-learning, como herramienta para capacitar a toda su planta de empleados, garantizando y facilitando el acceso en todas las locaciones del país. El Plan de Capacitación continúa desarrollándose, con el dictado de capacitaciones periódicas para directores y gerentes de primera línea, así como con capacitaciones presenciales para todos los empleados en todas las locaciones sobre temáticas específicas de Compliance.

Asimismo, las Co-Emisoras han implementado políticas en materia de donaciones, confidencialidad y uso de herramientas de trabajo, viajes y gastos. También se han creado los siguientes registros: (i) de regalos y obsequios; (ii) de relacionamiento con funcionarios públicos y (iii) de conflictos de interés.

En lo que respecta a terceros, las Co-Emisoras han aprobado una política de Due Diligence de Terceros cuyo proceso se gestiona con una herramienta llamada “GRIP”, Gestión de Riesgos de Integridad de Proveedores, cuya auditoría se lleva a cabo con el soporte de PwC y se encuentran implementando con PwC la herramienta para llevar a cabo la auditoría de los terceros contratistas, así como un Código de Ética para Terceros. Las CoEmisoras también incluyen una cláusula de anticorrupción, ética y cumplimiento regulatorio en todas ofertas, procesos licitatorios y contratos en general.

El público general puede acceder a la información antes mencionada y a la Línea a través del sitio web://www.albanesi.com.ar/programa-integridad.php y el grupo Albanesi ha creado un reservorio con todas las políticas y el Código en sus versiones más actualizadas que puede encontrarse en Programa de Integridad de Albanesi.

Las Co-Emisoras han creado un Comité de Ética que se encuentra actualmente formado por el Gerente Corporativo de Auditoría Interna, el Gerente Corporativo de Legales (devenido en Legales y Compliance) y un asesor externo, independiente de los accionistas, para realizar investigaciones relacionadas con cualquier violación real o presunta del Código. El Comité de Ética informa sus conclusiones al Directorio. Asimismo, se ha designado un Oficial de Cumplimiento y se ha aprobado un Protocolo de Investigaciones para establecer los pasos a seguir cuando se realiza una denuncia y cómo resolverla.

(5) 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, N° 27.739 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 ciento cincuenta (150) salarios mínimos, vitales y móviles al momento de los hechos, 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.

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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, especialmente en los supuestos agravados, previstos en la Ley N° 22.415 o la que en el futuro la reemplace (Ley N° 22.415);
Delitos relacionados con las actividades de una asociación ilícita calificada en los términos del artículo 210 bis 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 y corrupción de menores y pornografía infantil, previstos en los artículos 125, 125 bis, y 128 del Código Penal;
Delitos cometidos con la finalidad establecida en el artículo quinquies del Código Penal;
Delitos de financiación del terrorismo previsto en el artículo 306 del Código Penal;
Extorsión (artículo 168 del Código Penal);
Delitos del Régimen Penal Tributario aprobado por el Título IX de la Ley N° 27.430 o la que en un futuro la reemplace;
Delitos de trata de personas previstos en los artículos 145 bis y 145 ter del Código Penal;
Delitos contra la salud pública y que afecten el medioambiente, previstos en los artículos 200, 201, 201 bis y 204 del Código Penal, y los previstos en las Leyes N° 24.051 y 22.421; y
Delito de financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva previsto en el artículo 306, inciso f), del Código Penal.

La Ley de Prevención de Lavado de Activos establece múltiples facultades para la UIF, entre las cuales se destacan:

Solicitar informes, documentos, antecedentes y todo otro elemento que estime útil para el cumplimiento de sus funciones a cualquier organismo público, nacional, provincial o municipal, y a personas humanas y/o jurídicas, públicas o privadas, todos los cuales están obligados a proporcionarlos dentro del término que se les fije, bajo apercibimiento de ley. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa los sujetos obligados no podrán oponer a la UIF el secreto bancario, fiscal, bursátil o profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad;
Recibir declaraciones voluntarias, que en ningún caso podrán ser anónimas;
Requerir la colaboración de todos los servicios de información del estado, los que están obligados a prestarla en los términos de la normativa procesal vigente;
Actuar en cualquier lugar de la Argentina en cumplimiento de las funciones establecidas por la Ley de Prevención del Lavado de Activos;

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Solicitar al Ministerio Público para que éste requiera al juez competente que resuelva la suspensión, por el plazo que éste determine, de la ejecución de cualquier operación o acto, antes de su realización, cuando se investiguen actividades sospechosas y existan indicios serios y graves de que se trata de lavado de activo, cuando se investiguen actividades sospechosas y existan indicios serios y graves de que se trata de lavado de activos, de financiación del terrorismo y/o de financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva. La apelación de esta medida sólo podrá ser concedida con efecto devolutivo;
Solicitar al Ministerio Público para que: (a) requiera al juez competente el allanamiento de lugares públicos y privados, la requisa personal y el secuestro de documentación o elementos útiles para la investigación; y (b) arbitre todos los medios legales necesarios para la obtención de información de cualquier fuente u origen;
Disponer la implementación de sistemas de contralor interno para los sujetos obligados, para lo cual la UIF podrá establecer los procedimientos de supervisión, fiscalización e inspección in situ para el control del cumplimiento de las obligaciones establecidas en el artículo 21 de la Ley de Prevención del Lavado de Activos y de las directivas e instrucciones dictadas conforme las facultades del artículo 14, inciso 10. Dichos procedimientos podrán concluir en un sumario administrativo, acciones correctivas o el archivo de las actuaciones, según la entidad de las inobservancias y/o deficiencias detectadas al sistema de prevención de lavado de activos, contra la financiación del terrorismo y contra el financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva. El sistema de contralor interno dependerá directamente del presidente de la UIF, quien dispondrá la sustanciación del procedimiento, el que deberá ser de forma actuada. En el caso de sujetos obligados que cuenten con órganos de contralor específicos, estos últimos, deberán proporcionar a la UIF la colaboración en el marco de su competencia;
Aplicar las sanciones previstas en Capítulo IV de la Ley de Prevención de Lavado de Activos, previa instrucción de un sumario administrativo que garantice el debido proceso;
Organizar y administrar archivos y antecedentes relativos a la actividad de la propia UIF o datos obtenidos en el ejercicio de sus funciones para recuperación de información relativa a su misión, pudiendo celebrar acuerdos y contratos con organismos nacionales, internacionales y extranjeros para integrarse en redes informativas de tal carácter;
Emitir directivas e instrucciones que deberán cumplir e implementar los sujetos obligados por la Ley de Prevención del Lavado de Activos, previa consulta con los organismos específicos de control. Los Sujetos Obligados en los incisos 6 y 15 del artículo 20 de la Ley de Prevención del Lavado de Activos podrán dictar normas de procedimiento complementarias a las directivas e instrucciones emitidas por la UIF, no pudiendo ampliar ni modificar los alcances definidos por dichas directivas e instrucciones;
Disponer, sin demora, con comunicación inmediata al Ministerio Público Fiscal y/o al juzgado federal con competencia penal, según corresponda, a fin de que efectúe el examen de legalidad pertinente y al Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto, el congelamiento de bienes y otros activos y el aseguramiento de que ningún otro bien u otro activo se ponga a disposición, directa o indirectamente, de o para, el beneficio de alguna persona o entidad, ya sea designada por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas, en el marco de lo establecido en el Capítulo VII de la Carta de Naciones Unidas; o que hubieran sido incluidos en el Registro Público de Personas y Entidades vinculadas a actos de terrorismo y su financiamiento, o que puedan estar vinculadas a las acciones delictivas previstas en el artículo 306 del Código Penal, en lo relativo al terrorismo y su financiación;
Disponer, sin demora, con comunicación inmediata al Ministerio Público Fiscal y/o juzgado federal con competencia penal, según corresponda, a fin de que efectúe el examen de legalidad pertinente y al Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto, el congelamiento de bienes y otros activos y el aseguramiento de que ningún otro fondo u otro activo se ponga a disposición, directa o indirectamente, de o para, el beneficio de alguna persona o entidad designada por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas dentro del Capítulo VII de la Carta de Naciones Unidas, en lo relativo a la prevención e interrupción del financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva;
Disponer medidas específicas de mitigación de riesgos a las relaciones comerciales y transacciones con personas humanas y jurídicas, e instituciones financieras, procedentes de jurisdicciones de mayor

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riesgo. Cuando tales medidas pudiesen tener como destinatario a un Estado extranjero o sus dependencias o a un organismo internacional, las medidas dispuestas en este apartado se adoptarán con previa conformidad del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto;

Celebrar acuerdos para el intercambio de información con otras entidades y/o autoridades públicas nacionales, provinciales y/o municipales, a nivel operativo, estratégico y a los fines del diseño, desarrollo e implementación de políticas públicas vinculadas al lavado de activos, financiación del terrorismo y financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva;
Establecer un registro de Revisores Externos Independientes en materia de prevención de lavado de activos, financiación de terrorismo y financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva, el cual tendrá por objeto registrar, organizar, sistematizar y controlar el listado de personas humanas habilitadas para emitir informes de revisión externa independiente vinculadas al cumplimiento, por parte de los sujetos obligados, de los requisitos establecidos en la Ley de Prevención de Lavado de Activos, así como establecer los requisitos, inhabilidades, incompatibilidades, alcance de su competencia, procedimientos aplicables y sanciones frente a su incumplimiento; y
Brindar información a los sujetos obligados a través de guías, informes y/o seminarios, brindando la retroalimentación necesaria, a los fines de contribuir con la aplicación de las medidas en materia de prevención de lavado de activos, financiación del terrorismo y financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva y, particularmente, en la detección y reporte de operaciones sospechosas.

Tal como se mencionó previamente, 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”).

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.

La reforma introducida por la Ley N° 27.739 modificó el artículo 20 de la Ley de Prevención de Lavado de Activos, ampliando el alcance del régimen de Sujetos Obligados. De esta manera, son Sujetos Obligados a informar a la UIF, de conformidad con las normas que dicho organismo disponga, los siguientes sujetos:

Las entidades financieras sujetas al régimen de la Ley N° 21.526 y sus modificatorias, y aquellas a las que el BCRA extienda su aplicación, en ejercicio de sus competencias.
Las entidades sujetas al régimen de la ley 18.924 y sus modificatorias.
Las remesadoras de fondos.
• Las empresas dedicadas al transporte de caudales y todas aquellas que brindan servicios de custodia o resguardo de fondos o valores.
Los emisores, operadores y proveedores de servicios de cobros y/o pagos.
Los proveedores no financieros de crédito, no previstos en otros supuestos de este artículo.
Las personas humanas y/o jurídicas registradas o autorizadas por la CNV para operar en el ámbito del mercado de capitales como agentes de negociación, agentes de liquidación y compensación y demás intermediarios que cumplan funciones equivalentes; agentes de colocación y distribución que actúen en la colocación de fondos comunes de inversión o de otros productos de inversión colectiva autorizados por esa comisión; agentes asesores globales de inversión y demás personas jurídicas a cargo de la apertura del legajo e identificación del perfil de riesgo del cliente en materia de prevención de lavado de activos, financiamiento del terrorismo y de la proliferación de armas de destrucción masiva; agentes depositarios centrales de valores negociables o entidades registradas para recibir depósitos colectivos de valores negociables, que actúen en la custodia de instrumentos o de operaciones en los términos de

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la ley 20.643; agentes de custodia, registro y pago o aquellos agentes autorizados para prestar el servicio de custodia, transferencia y/o pago de valores negociables; y los fiduciarios financieros contemplados en el Capítulo 30 del Título IV del Libro Tercero del Código Civil y Comercial de la Nación y sus modificaciones, que actúen en ese carácter en fideicomisos financieros con oferta pública autorizada por la CNV.

Las plataformas de financiamiento colectivo y demás personas jurídicas autorizadas por la CNV para actuar en el marco de sistemas de financiamiento colectivo a través del uso de portales web u otros medios análogos, con el objeto principal de poner en contacto, de manera profesional, a una pluralidad de personas humanas y/o jurídicas que actúan como inversores con personas humanas y/o jurídicas que solicitan financiación en calidad de emprendedores de financiamiento colectivo.
Las empresas aseguradoras y reaseguradoras autorizadas por la Superintendencia de Seguros de la Nación, previstas en la Ley N° 20.091 y sus modificatorias.
Intermediarios de seguros y agentes autorizados por la Superintendencia de Seguros de la Nación que actúen como agentes institorios, sociedades de productores asesores de seguros y productores asesores de seguro, cuyas actividades estén regidas por las Leyes N° 17.418, 20.091 y 22.400, sus modificatorias, concordantes y complementarias, que operen en la comercialización de seguros de vida con ahorro o seguros de retiro.
Las asociaciones mutuales y cooperativas autorizadas por el Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social, reguladas por las Leyes N° 20.321 y 20.337 y sus modificatorias, en función de la actividad que desarrollen.
Las sociedades de capitalización, de ahorro, de ahorro y préstamo, de economía, de constitución de capitales u otra determinación similar o equivalente, que requieran bajo cualquier forma dinero o valores al público con la promesa de adjudicación o entrega de bienes, prestaciones de servicios o beneficios futuros, comprendidas en el artículo 9° de la Ley N° 22.315 y sus modificatorias.
Los proveedores de servicios de activos virtuales.
Las personas humanas y/o jurídicas, u otras estructuras con o sin personería jurídica que, como actividad habitual, exploten, administren, operen o, de cualquier manera, organicen, por sí o a través de terceros, cualquier modalidad o sistema de captación de juegos de azar.
Las personas humanas y/o jurídicas, u otras estructuras con o sin personería jurídica, que realicen corretaje inmobiliario.
Las personas humanas y/o jurídicas, u otras estructuras con o sin personería jurídica, dedicadas a la compraventa de obras de arte, antigüedades u otros bienes suntuarios, inversión filatélica o numismática, o a la exportación, importación, elaboración o industrialización de joyas o bienes con metales o piedras preciosas.
Los abogados, contadores públicos y escribanos públicos, únicamente cuando a nombre y/o por cuenta de sus clientes, preparen o realicen transacciones sobre las siguientes actividades: (a) compra y/o venta de bienes inmuebles, cuando el monto involucrado sea superior a setecientos (700) salarios mínimos, vitales y móviles; (b) administración de bienes y/u otros activos cuando el monto involucrado sea superior a ciento cincuenta (150) salarios mínimos, vitales y móviles; (c) administración de cuentas bancarias, de ahorros y/o de valores cuando el monto involucrado sea superior a cincuenta (50) salarios mínimos, vitales y móviles; (d) organización de aportes o contribuciones para la creación, operación o administración de personas jurídicas u otras estructuras jurídicas; y (e) creación, operación o administración de personas jurídicas u otras estructuras jurídicas, y la compra y venta de negocios jurídicos y/o sobre participaciones de personas jurídicas u otras estructuras jurídicas. En el caso de los contadores, quedan comprendidas, además de las transacciones señaladas, la confección de informes de auditoría de estados contables. Los abogados, escribanos públicos y contadores públicos que actúan como profesionales independientes no están obligados a reportar transacciones sospechosas si la información relevante se obtuvo en circunstancias en las que estos están sujetos al secreto profesional.
Las personas humanas y/o jurídicas, u otras estructuras con o sin personería jurídica, que de manera habitual preparen o efectivamente lleven a cabo alguna de las siguientes transacciones, a nombre y/o

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por cuenta de sus clientes: (a) actúen como agente creador de personas jurídicas; (b) actúen por sí o faciliten la actuación de otros, como director, apoderado, socio, o una posición similar según la persona jurídica o la estructura jurídica de que se trate; (c) provean domicilio legal, comercial o postal y/o espacio físico para personas jurídicas u otras estructuras jurídicas; y (d) actúen como fiduciario por sí (o faciliten la actuación de otros) de un fideicomiso no financiero o que desempeñe la función equivalente para otra forma de estructura jurídica.

Los registros públicos, y los organismos representativos de fiscalización y control de personas jurídicas correspondientes, los registros de la propiedad inmueble, los registros de la propiedad automotor, los registros prendarios, los registros de embarcaciones de todo tipo y los registros de aeronaves.
Los organismos de la administración pública y entidades descentralizadas y/o autárquicas que ejercen funciones regulatorias, de control, supervisión y/o superintendencia sobre actividades económicas y/o negocios jurídicos y/o sobre sujetos de derecho, individuales o colectivos: el BCRA, la Administración Federal de Ingresos Públicos (la “AFIP”), la Superintendencia de Seguros de la Nación, la CNV y el Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social.
Los despachantes de aduana definidos en el artículo 36 del Código Aduanero (Ley N° 22.415 y sus modificaciones).
Las personas humanas o jurídicas, u otra estructura con o sin personería jurídica, cuya actividad habitual sea la compraventa de automóviles, camiones, motos, ómnibus y microómnibus, tractores, maquinaria agrícola y vial, naves, yates y similares, aeronaves y aerodinos.
Las personas jurídicas que cumplen funciones de organización y regulación de los deportes profesionales y las asociaciones y/o entidades afiliadas.

Las entidades financieras que se encuentran bajo la órbita del BCRA 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 cumplirán con todas las reglamentaciones aplicables sobre prevención del lavado de activos establecidas por el Banco Central y/o 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 expuestas políticamente (“PEP”) en Argentina, la cual deberá ser tenida en cuenta por los Sujetos Obligados. Dicha nómina, fue modificada posteriormente por la Resolución 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 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, en 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. De igual manera, el 28 de febrero de 2023 la UIF emitió la Resolución 35/2023 mediante la cual actualizó las disposiciones referidas a PEP. La Resolución 35/2023 entró en vigencia a partir del 1 de abril de 2023, fecha en la cual quedó derogada la Resolución 134/2018. Entre las novedades incorporadas se destaca que una vez cumplido el plazo de los dos (2) años establecidos para el mantenimiento de la vigencia de la condición de PEP, el Sujeto Obligado tendrá que evaluar el nivel de riesgo del cliente o beneficiario final tomando en consideración la relevancia de la función desempeñada. Asimismo, se indica que la declaración jurada mediante la cual se requiere a los clientes que manifiesten si revisten o no la condición de PEP, deberá ser suscripto no sólo al momento del inicio de la relación comercial, sino también al momento de cambiar la condición de PEP (sea que empiece a revestir tal carácter o deje de serlo).

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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, Nº 117/19, N° 112/21, N° 6/22 y 126/2023, y derogada por la Resolución UIF N° 78/2023 a partir del 1° de julio de 2023), 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 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 de la Resolución Nº 229 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 N° 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 N° 61/2023 (que establece el mecanismo de supervisión e inspección de la UIF), tanto el BCRA como la CNV son considerados “Órganos de Contralor Específicos”. En

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tal carácter, deben colaborar con la UIF en 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 Nº 14/2023, así como como las normas del BCRA requieren que los bancos tomen ciertas precauciones mínimas para impedir el lavado de activos. Asimismo, mediante la Resolución N° 72/2023 se aprobó la reglamentación del deber de colaboración del BCRA y la CNV con la UIF, para adaptar las obligaciones y los procedimientos que se deben cumplir a los estándares internacionales promovidos por el Grupo de Acción Financiera (“GAFI”).

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 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 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).

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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 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 N° 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, debían 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 debía 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 descriptos en los manuales internos de gestión del riesgo de las sociedades. 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.

Con fecha 2 de noviembre de 2016, la UIF emitió la Resolución N° 141/2016, en la cual una de las modificaciones más importantes que dispuso, en cuanto modificatoria de las Resoluciones Nº 121 y 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 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.

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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 debían 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 debían 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 14/2023, 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 PEP 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 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 debían 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 Resolución 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 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.

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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.

Mediante la Resolución N° 112/2021 de la UIF publicada en el Boletín Oficial el 21 de octubre de 2021, y modificada por las Resoluciones UIF N° 194/2023 y 243/2023, se establecieron las medidas y procedimientos que los Sujetos Obligados enumerados en el artículo 20 de la Ley N° 25.246 (modificado y ampliado por la Ley N° 27.739) deberán observar para identificar al beneficiario/a final. En este sentido, será considerado beneficiario/a final a la persona humana que posea como mínimo el 10% del capital o de los derechos de voto de una persona jurídica, un fideicomiso, un fondo de inversión, un patrimonio de afectación y/o de cualquier otra estructura jurídica; y/o a la persona humana que por otros medios ejerza el control final de las mismas, entendiéndose como control final al ejercido, de manera directa o indirecta, por una o más personas humanas mediante una cadena de titularidad y/o a través de cualquier otro medio de control y/o cuando, por circunstancias de hecho o derecho, la/s misma/s tenga/n la potestad de conformar por sí la voluntad social para la toma de las decisiones por parte del órgano de gobierno de la persona jurídica o estructura jurídica y/o para la designación y/o remoción de integrantes del órgano de administración de las mismas.

Asimismo, la Ley N° 27.739, publicada en el Boletín Oficial el 15 de marzo de 2024, crea el Registro Público de Beneficiarios Finales (el “Registro”) y designa a la AFIP como autoridad de aplicación, con el fin de centralizar en un Registro la información adecuada, precisa y actualizada referida a aquellas personas humanas que revisten el carácter de beneficiarios finales en los términos del artículo 4° bis de la Ley N° 25.246. Dicho Registro se conformará con la información proveniente de los Regímenes Informativos establecidos por la AFIP a tal efecto, así como con toda aquella información que podrá ser requerida por la autoridad de aplicación a organismos públicos.

Por otra parte, el 1° de febrero de 2023 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución UIF 14/2023, que incorpora cambios al régimen de Prevención de Lavado de Activos y Financiamiento del Terrorismo (“LA/FT”) aplicable a las entidades financieras y cambiarias enumeradas como Sujetos Obligados establecido en la Resolución 30/2017. Bajo la Resolución 14/2023, los Sujetos Obligados deberán implementar un sistema de prevención de LA/FT, con un enfoque basado en riesgo, que contendrá todas las políticas, procedimientos y controles derivados de sus tipos de clientes, productos y servicios ofrecidos, canales de distribución y ubicación geográfica con anterioridad al lanzamiento de productos, prácticas o tecnologías a los fines de identificar, evaluar, monitorear, administrar y mitigar los riesgos de LA/FT a los que se encuentran expuestos. Asimismo, estipula señales de alerta que los Sujetos Obligados deberán tener en cuenta a la hora de analizar transacciones, entre otros cambios. La Resolución 14/2023 entró en vigencia a partir del 1° de abril de 2023, fecha en la cual quedó derogada la Resolución 30/2017.

Con fecha 13 de abril de 2023, la UIF dictó la Resolución N° 61/2023 que aprobó la nueva reglamentación en materia de supervisión de la UIF. Mediante dicha resolución se incorpora un procedimiento de monitoreo que involucra un espectro de actividades y herramientas disponibles en materia de supervisión a ser aplicado con un enfoque basado en riesgo. Este procedimiento tiene por objeto reglamentar los procedimientos de supervisión previstos a efectos de controlar el cumplimiento por parte de los Sujetos Obligados de las obligaciones para la identificación, evaluación, monitoreo, administración y mitigación de los riesgos de LA/FT y a los fines de evitar el riesgo de ser utilizados por terceros con objetivos criminales. Asimismo, por medio de la Resolución N° 61/2023, se derogó la Resolución N° 154/2018 y el segundo párrafo de los artículos 39 de la Resolución N° 21/2018, 44 de la Resolución N° 28/2018 y 39 de la Resolución N° 76/2019.

El 2 de mayo de 2023, la UIF dictó la Resolución N° 72/2023 mediante la cual unificó en una sola normativa el deber de colaboración de los organismos de contralor específicos (el BCRA, la CNV, la

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Superintendencia de Seguros de la Nación y el Instituto Nacional de Asociativismo y Economía Social), con el propósito de optimizar la coordinación entre ellos en tareas de supervisión y control. Asimismo, aprobó el nuevo “Reglamento de las Mesas de Trabajo” y el nuevo “Modelo de Informe Técnico Final Organismos de Contralor Específicos” que deberán utilizar como referencia los organismos de contralor específicos para la confección de los informes técnicos finales, remitidos a la UIF en el marco del deber de colaboración en materia de supervisión. De igual manera, mediante la Resolución N° 72/2023 se derogó las Resoluciones N° 97/2018 y 155/2018 de la UIF.

Con fecha 9 de mayo de 2023, la UIF dictó la Resolución N° 78/2023 que modificó el marco regulatorio vigente dispuesto por la Resolución N° 21/2018. Entre las modificaciones que se realizaron se encuentran (i) la incorporación de un mecanismo de actualización automático adoptando como parámetro el salario mínimo, vital y móvil; (ii) la adecuación de las normas referidas a los reportes sistemáticos y la información que debe contener cada uno de los distintos reportes; (iii) la incorporación de señales de alertas orientativas que deberán contemplar los sujetos obligados bajo la Resolución N° 78/2023, a fin de determinar si corresponde efectuar un reporte de operación sospecha; y (iv) la adecuación de las obligaciones de los sujetos obligados respecto de las operaciones que quedan comprendidas dentro del concepto de cartera propia definido en el artículo 6°, Sección III, Capítulo V, Título VI de las Normas de la CNV. La Resolución N° 78/2023 comenzará a regir a partir del 1° de julio de 2021, fecha en la cual quedará derogada la Resolución N° 21/2018.

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.

Con fecha 22 de diciembre de 2011, el Congreso de la Nación sancionó la Ley N° 26.734 (la “Ley Antiterrorista”), que tipifica el financiamiento del terrorismo como un delito penal y lo incorpora al Código Penal argentino como un delito contra el orden económico y financiero.

El 15 de marzo de 2024, se publicó en el Boletín Oficial la Ley N° 27.739, la cual modifica la Ley N° 25.246 y ciertos artículos del Código Penal (la “Reforma”). La Reforma introduce cambios sustanciales en normativa de Prevención de Lavado de Activos y Financiación del Terrorismo. A continuación, se enumeran las modificaciones más relevantes:

modificaciones al Código Penal: aumento del monto de punibilidad, ampliación del alcance del tipo penal sancionado (artículo 303), incorporación de combatientes terroristas extranjeros e inclusión de “bienes y otros activos” al tipo penal de financiación del terrorismo. Además, se establece un nuevo tipo penal que condena el financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva;
en relación con la Ley N° 25.246, la Reforma amplía el alcance del concepto de Sujetos Obligados ante la UIF, incluyendo figuras tales como los proveedores de servicios de activos virtuales, proveedores no financieros de créditos, agentes depositarios centrales de valores negociables o entidades registradas para recibir depósitos colectivos de valores, abogados y proveedores de servicios societarios y fiduciarios, que realicen determinadas actividades, entre otros (según se enumera en el presente apartado del Prospecto);
se suma, además, un capítulo referido a las organizaciones sin fines de lucro que -aunque dejan de ser Sujetos Obligados ante la UIF- deberán ser objeto de un análisis de riesgos de abuso para la financiación de terrorismo;
se crea el Registro, donde se reunirá información precisa y actualizada de todos los beneficiarios finales activos del país en un único registro nacional. Se designa a la AFIP como autoridad de aplicación de dicho registro, y se dispone que no habrá secreto fiscal oponible en relación con la información que surja del registro en cuestión; y
en cuanto al accionar parlamentario, se implementó el control del Congreso de la Nación al sistema de prevención, investigación y persecución penal del lavado de activos y la financiación del terrorismo y armas de destrucción masiva.

De acuerdo con la Reforma, el artículo 303 del Código Penal argentino establece que: (1) se reprime con prisión de tres a diez años y multa de dos a diez veces del monto de la operación al que convierta, transfiera, administre, venda, grave, adquiera, disimule o de cualquier otro modo ponga en circulación en el mercado, bienes provenientes de un delito penal, con la consecuencia posible de que los bienes originarios o los subrogantes

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adquieran la apariencia de un origen lícito y siempre que su valor supere la suma de ciento cincuenta (150) Salarios mínimos, vitales y móviles al momento de los hechos, sea en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí; (2) la pena prevista en el inciso 1 será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo, en los siguientes casos: (a) cuando el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza; (b) cuando el autor fuera funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones. En este caso, sufrirá además pena de inhabilitación especial de tres a diez años. La misma pena sufrirá el que hubiere actuado en ejercicio de una profesión u oficio que requirieran habilitación especial; (3) el que recibiere dinero u otros bienes provenientes de un ilícito penal, con el fin de hacerlos aplicar en una operación de las previstas en el inciso 1, que les dé la apariencia posible de un origen lícito, será reprimido con la pena de prisión de seis meses a tres años; (4) si el valor de los bienes no superare la suma indicada en el inciso 1, el autor será reprimido con la pena de multa de cinco a veinte veces del monto de la operación; y (5) las disposiciones de este artículo regirán aun cuando el ilícito penal precedente hubiera sido cometido fuera del ámbito de aplicación espacial del Código Penal, en tanto el hecho que lo tipificara también hubiera estado sancionado con pena en el lugar de su comisión.

Por otra parte, conforme el artículo 304 de dicho cuerpo legal, cuando los hechos delictivos hubieren sido realizados en nombre, o con la intervención, o en beneficio de una persona jurídica, se impondrán a la entidad las siguientes sanciones conjunta o alternativamente: (1) multa de dos a diez veces el valor de los bienes objeto del delito; (2) suspensión total o parcial de actividades, que en ningún caso podrá exceder de diez años; (3) suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el estado, que en ningún caso podrá exceder de diez años; (4) cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad; (5) pérdida o suspensión de los beneficios estatales que tuviere; (6) publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa de la persona jurídica. para graduar estas sanciones, los jueces tendrán en cuenta el incumplimiento de reglas y procedimientos internos, la omisión de vigilancia sobre la actividad de los autores y partícipes, la extensión del daño causado, el monto de dinero involucrado en la comisión del delito, el tamaño, la naturaleza y la capacidad económica de la persona jurídica. Cuando fuere indispensable mantener la continuidad operativa de la entidad, o de una obra, o de un servicio en particular, no serán aplicables las sanciones previstas en los puntos 2 y 4 anteriores.

Adicionalmente, el artículo 305 prevé que el juez podrá adoptar desde el inicio de las actuaciones judiciales las medidas cautelares suficientes para asegurar la custodia, administración, conservación, ejecución y disposición del o de los bienes que sean instrumentos, producto, provecho o efectos relacionados con los delitos de lavado de activos de origen delictivo. en operaciones de lavado de activos, serán decomisados de modo definitivo, sin necesidad de condena penal, cuando se hubiere podido comprobar la ilicitud de su origen, o del hecho material al que estuvieren vinculados, y el imputado no pudiere ser enjuiciado por motivo de fallecimiento, fuga, prescripción o cualquier otro motivo de suspensión o extinción de la acción penal, o cuando el imputado hubiere reconocido la procedencia o uso ilícito de los bienes. los activos que fueren decomisados serán destinados a reparar el daño causado a la sociedad, a las víctimas en particular o al estado. sólo para cumplir con esas finalidades podrá darse a los bienes un destino específico. Todo reclamo o litigio sobre el origen, naturaleza o propiedad de los bienes se realizará a través de una acción administrativa o civil de restitución. cuando el bien hubiere sido subastado sólo se podrá reclamar su valor monetario.

Con fecha 25 de marzo de 2024 la UIF emitió la Resolución N° 56/2024 mediante la cual se reemplaza la definición de “Operaciones Sospechosas” por la de “Hechos u Operaciones Sospechosas”, y la de “Operaciones inusuales”. En este sentido, se diferencian los hechos u operaciones sospechosas de las operaciones inusuales, entendiéndose por este último a las operaciones tentadas o realizadas en forma aislada o reiterada, con independencia del monto, que carecen de justificación económica o jurídica, y/o no guardan relación con el nivel de riesgo del cliente o su perfil transaccional.

Asimismo, la mencionada Resolución modifica los plazos en los que los Sujetos Obligados deben reportar la detección de una operación sospechosa, reemplazando los establecidos en las Resoluciones UIF N° 76/2019, 14/2023, 78/2023, 99/2023, 126/2023, 1/2023, 169/2023, 2/2023, 194/2023, 43/2024 y 48/2024, entre otras. Los plazos quedan establecidos de la siguiente manera: (i). 24 horas, computadas a partir de la fecha en que el Sujeto Obligado concluya que la operación reviste carácter sospechoso en los casos de lavado de activos. Asimismo, la fecha de reporte no podrá superar los 90 días corridos contados desde la fecha en que la Operación Sospechosa de Lavado de Activos fue realizada o tentada; (ii). 24 horas, computadas a partir de la fecha de la operación realizada o tentada en los casos de financiación de terrorismo; (iii). 24 horas, computadas a partir de la fecha de la operación realizada o tentada en los casos de financiamiento de la proliferación de armas de destrucción masiva.

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Por otra parte, el 25 de marzo de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución General N° 994, emitida por la CNV, en virtud de la cual se crea el Registro de Proveedores de Servicios de Activos Virtuales, cuyo fin es registrar a aquellos Proveedores de Servicios de Activos Virtuales (“PSAV”) que realicen alguna de las siguientes actividades:

Intercambio entre activos virtuales y monedas de curso legal (monedas fiduciarias);
Intercambio entre una o más formas de activos virtuales,
Transferencias de activos virtuales;
Custodia y/o administración de activos virtuales o instrumentos que permitan el control sobre los mismos; y
Participación y provisión de servicios financieros relacionados con la oferta de un emisor y /o venta de un activo virtual.

El mencionado registro comprende a todos los PSAV que utilicen paginas web, redes sociales u otros medios, direccionando su oferta y publicidad a sujetos residentes en Argentina, que tengan un cierto volumen de operaciones en el país o que utilicen cualquier tipo de tecnología para recibir localmente fondos de residentes en el mismo.

Con fecha 5 de abril de 2024 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución General N° 996 de la CNV, por medio de la cual se modifica el artículo 1° de la Sección I del Título XI de las Normas de la CNV a fin de modificar el concepto de sujetos obligados que actúan en el ámbito del mercado de capitales incorporando, entre otros, a los agentes de colocación y distribución, agentes depositarios centrales de valores negociables o entidades registradas para recibir depósitos colectivos de valores negociables que actúen en la custodia de instrumentos o de operaciones en los términos de la Ley N° 20.643, agentes de custodia, registro y pago o aquellos agentes autorizados para prestar el servicio de custodia, transferencia, registro y/o pago de valores negociables, y los PSAV.

POR LAS RAZONES HASTA AQUÍ EXPUESTAS, PODRÍA OCURRIR QUE UNO O MÁS PARTICIPANTES EN EL PROCESO DE COLOCACIÓN Y EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES, TALES COMO EL/LOS AGENTE/S COLOCADO/RES Y/O LAS CO-EMISORAS SE ENCUENTREN OBLIGADOS A RECOLECTAR INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN VINCULADA CON LOS INVERSORES Y EL ORIGEN Y LICITUD DE LOS FONDOS QUE UTILICEN EN LA INVERSIÓN, Y ÉSTOS OBLIGADOS A SUMINISTRARLA; ASÍ COMO A INFORMAR A LA UIF AQUELLAS OPERACIONES SOSPECHOSAS DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO, O A LAS QUE LES FALTEN JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA O JURÍDICA, O QUE SEAN INNECESARIAMENTE COMPLEJAS, YA SEA QUE FUEREN REALIZADAS EN OPORTUNIDADES AISLADAS O EN FORMA REITERADA.

PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO 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 (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 Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO 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.

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INFORMACIÓN RELEVANTE

1. 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, 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 RESFC-2019-20111APN-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.

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 N° DI-2021-3-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 23 de febrero de 2021.

La prórroga de la vigencia del plazo del Programa, la modificación de los términos y condiciones del Programa a fin de remover toda referencia a Albanesi como garante de las Obligaciones Negociables del Programa, 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 19 de abril de 2022, y por Disposición Nº DI-2022-28-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 2 de junio de 2022.

El aumento del monto del Programa por hasta U$S1.000.000.000 y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por las asambleas extraordinarias de accionistas de las Co-Emisoras, ambas de fecha 16 de mayo de 2023, por reuniones de directorio de las Co-Emisoras, ambas de fecha 22 de mayo de 2023, y por Disposición Nº DI-2023-31-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 5 de julio de 2023.

Mediante reuniones de directorio de las Co-Emisoras de fecha 17 de enero de 2024 se decidió realizar una enmienda al Prospecto a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables tipificadas como temáticas, incluyendo sin limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado, de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los reglamentos y guías correspondientes de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables. Dicha enmienda fue autorizada por Disposición N° DI-2024-11-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 23 de febrero de 2024.

2. 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, y sus subsidiarias (tales como GEMSA, Co-Emisora de las Obligaciones Negociables, Generación Rosario S.A. (“GROSA”), CTR, CoEmisora de las Obligaciones Negociables, GECE, Generación Litoral S.A. (“GELI”), GM Operaciones S.A.C. (“GMOP”) y Solalban Energía S.A. (“Solalban”)); 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.

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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 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 consolidados anuales de GEMSA por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021; y (ii) los estados financieros anuales de CTR por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021.

Los estados financieros anuales fueron auditados por Price Waterhouse & Co. S.R.L., contadores independientes.

Los estados financieros consolidados anuales de GEMSA por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2023 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 8 de marzo de 2024 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #3163786) y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 9 de marzo de 2023 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #3013779) y acta de asamblea de fecha 19 de abril de 2023 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #3031696).

Los estados financieros anuales de CTR por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2023 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 8 de marzo de 2024 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #3163424) y por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2022 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 9 de marzo de 2023 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #3013689) y acta de asamblea de fecha 19 de abril de 2023 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID # 3031699).

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 22,1% en 2021, 72,4% en 2022 y 211,4% en 2023, sobre la base de tipos de cambios oficiales informados por el Banco Central, Comunicación “A” 3500.

Los estados financieros al 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021 fueron preparados en Dólares Estadounidenses que es la moneda funcional de las Compañías, es decir, la moneda del entorno económico principal en el que operan las Compañías y se presenta en Pesos, moneda de curso legal en Argentina, conforme los requerimientos de CNV.

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.

3. 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 $808,45 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 2023; (ii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $177,16 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 2022; y (iii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $102,72 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 2021.

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” del presente Prospecto.

4. 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 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” .

5. 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.

6. 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 .............................................	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.
CAMMESA......................................	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.
Distribuidor.....................................	Una persona jurídica que provee electricidad a un
	grupo de consumidores finales mediante una red de
	distribución.

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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.


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” e “Información de las Co-Emisoras –
	Descripción del sector en que se desarrolla su
	actividad”.
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” e “Información de las Co-
	Emisoras – Descripción del sector en que se
	desarrolla su actividad”.
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

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 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.

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

Gigavatio (GW) .............................. Gigavatio hora (GWh) ...................... Kilocaloría (kcal) ............................ Kilovatio (kW) ................................ Kilovatio hora (kWh) ....................... Kilovoltio (kV) ................................ Ley de Mercado de Capitales ............ Ley de Obligaciones Negociables ...... MAT (Mercado a Término) ...............

MEM ............................................... MELI…………………………………….. MMm[3] /día…………………………...... MULC ............................................. MW ................................................ MWh ............................................... NIIF ................................................

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.

Un gigavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil millones de vatios hora.

Una unidad de energía de 1.000 calorías (equivalente a una caloría grande).

Mil vatios.

Un kilovatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil vatios hora.

Mil voltios.

Ley N° 26.831 de Mercado de Capitales de Argentina y sus modificaciones.

Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables de Argentina y sus modificaciones.

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).

Mercado Energético Mayorista administrado por CAMMESA.

Mercado Libre de Cambio, creado en virtud del Decreto Nº 27/2018.

Millones de metros cúbicos por día.

El Mercado Único y Libre de Cambio, creado en virtud del Decreto Nº 260/2002, actualmente reemplazado por el MELI.

Megavatio - Un millón de vatios.

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

Normas Internacionales de Información Financiera

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Precio monómico .............................

Programa de Energía Distribuida ..... PW Power ....................................... Resolución SEE 21/2016 ...................

Resolución SEE 22/2016

Resolución SEE 19/2017

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

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

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

RGA ………………………………………. SADI ............................................... ..

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” e “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad” .

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” .

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”.

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” e “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad” .

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” e “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad” .

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” e “Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad” .

Rafael G. Albanesi S.A.

Sistema Argentino de Interconexión, la principal red de energía eléctrica interconectada de Argentina que

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cubre la mayor parte del país y está gestionada por el MEM.

Secretaría de Energía Eléctrica (SEE)….

Secretaría de Energía (SE) ................ ..

Sistema Periférico ............................

Sistema Radial ................................. Transmisión ..................................... Turbina de gas .................................

Turbina de vapor .............................. Unipar Indupa ................................. Vatio ............................................... Voltio ..............................................

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.

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.

El transporte y transformación de voltaje de electricidad a largas distancias a alto y mediano voltaje.

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.

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.

Es Unipar Indupa S.A.I.C. (ex Solvay Indupa S.A.I.C.)

La unidad básica de energía eléctrica, equivalente a un joule de energía por segundo.

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 las 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:

(i) condiciones macroeconómicas, políticas y sociales de Argentina;
(ii) cambios en políticas gubernamentales como resultado del Gobierno argentino y su efecto en la economía en general y en el sector energético en particular;
(iii) los efectos de pandemias como la del coronavirus COVID-19, y las medidas gubernamentales para contener la propagación de virus, tanto en Argentina como a nivel mundial, y su impacto en las perspectivas de crecimiento económico, así como en nuestras operaciones;
(iv) 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;
(v) fluctuaciones en el tipo de cambio, incluida una depreciación significativa del peso argentino;
(vi) la alta inflación;
(vii) controles cambiarios, restricciones a la transferencia de divisas al extranjero y restricciones a la entrada y salida de capitales en la Argentina;
(viii) 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;
(ix) nuestros requerimientos de bienes de capital y la disponibilidad de financiación bajo términos razonables, por ejemplo, como resultado de las condiciones del mercado global;
(x) 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;
(xi) competencia en el sector eléctrico, incluso como resultado de la construcción de capacidad de generación adicional;
(xii) 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;

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(xiii) riesgos operacionales relacionados con la generación, además de la transmisión y distribución de energía eléctrica;
(xiv) reglamentaciones y riesgos ambientales relacionados con nuestro negocio;
(xv) precios y disponibilidad de gas natural necesario para cumplir con nuestras obligaciones de generación;
(xvi) capacidad de retener a miembros clave de la alta gerencia y empleados técnicos clave;
(xvii) nuestra relación con nuestros empleados;
(xviii) acontecimientos macroeconómicos o políticos en otros países que afecten a la Argentina;
(xix) 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;
(xx) el resultado de reclamos y juicios que enfrentan las Co-Emisoras o que podrían enfrentar en el futuro tanto en instancias judiciales como administrativas;
(xxi) 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.

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$S1.000.000.000 o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor.

Obligaciones Las Obligaciones Negociables podrán tipificarse como temáticas, incluyendo sin Negociables limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o Temáticas cualquier otra alternativa de etiquetado, de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los reglamentos y guías correspondientes de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables.

En caso de emitirse Obligaciones Negociables que califiquen como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado, dichas Obligaciones Negociables se emitirán de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los estándares internacionales para la emisión de instrumentos financieros con fines verdes, sociales o sustentables reconocidos por la CNV, incluyendo, sin limitación: (i) los Principios de Bonos Verdes ( Green Bond Principles o GBP, por sus siglas en inglés) de la Asociación Internacional del Mercado de Capitales ( International Capital Market Association o ICMA, por sus siglas en inglés), (ii) los Principios de los Bonos Sociales ( Social Bond Principles o SBP, por sus siglas en inglés), (iii) la Guía de los Bonos Sostenibles ( Sustainability Bond Guidelines o SBG, por sus siglas en inglés), y (iv) los Principios de los Bonos Vinculados a la Sostenibilidad ( Sustainability-Linked Bond Principles o SLBP, por sus siglas en inglés). Asimismo, se podrá seguir el Estándar Internacional para los Bonos Climáticos ( International Climate Bonds Standard o CBS, por sus siglas en inglés) administrado por la Iniciativa de Bonos Climáticos ( Climate Bonds Initiative o CBI, por sus siglas en inglés).

Asimismo, la Sociedades podrán emitir Obligaciones Negociables conforme otros lineamientos, parámetros o calificaciones publicados por (i) organismos nacionales o internaciones tales como ICMA ( International Capital Market Association ), la ONU (Organización de las Naciones Unidas) ( the Ten Principles of the UN Global Compact ), OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) ( OECD Principles of Corporate Governance ) y la OIT (Organización Internacional del Trabajo) ( ILO Principles ), o (ii) entidades públicas o privadas que asignen calificaciones conforme el grado de cumplimiento con ciertos parámetros.

En tales casos la adecuación de las Obligaciones Negociables a dichos lineamiento o parámetros será debidamente informada en el Suplemento correspondiente en el que se incorporará la información correspondiente.

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

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

Intereses Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo con 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 de 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 Prospecto.

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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 CoEmisoras 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.

Forma Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo con 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 Prospecto, en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación.

Rescate a opción de En caso de 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 las los tenedores Sociedades y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas, respetando siempre el trato igualitario a 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 a los inversores, en caso de que las Sociedades se encuentren, o fueren 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 Prospecto, 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

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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. 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. El Suplemento respectivo podrá establecer para una determinada clase de Obligaciones Negociables, que las CoEmisoras 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 la República 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 la República Argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades y todas las demás normas vigentes en la República Argentina. 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 aquel que se cree en el futuro en la BCBA, en virtud de la delegación de facultades otorgadas por 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 y sus renovaciones. El Programa ha sido prorrogado
	por el plazo de cinco (5) años contados desde el vencimiento del plazo original.

Mercados Se podrá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa en 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. También se podrá solicitar el listado e incorporación de las Obligaciones Negociables en paneles específicos (incluyendo sin limitación, el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables y el Panel de Bonos Vinculados a la Sostenibilidad, ambos de

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BYMA), de conformidad con las normas, los reglamentos y guías de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables y en su caso de la CNV.

Calificación

Colocación

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 Negociables que se emitan bajo el Programa y, en su caso, informará 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.

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

Acción Ejecutiva: 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 de 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 de 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 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 prórroga de la vigencia del plazo del Programa fue aprobada por las Asambleas Extraordinarias de Accionistas y reuniones de Directorio de las Co-Emisoras, todas ellas de fecha 19 de abril de 2022. El aumento del monto del Programa de U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) a U$S1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) y la delegación de facultades al

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directorio fueron aprobados por las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de las Co-Emisoras, ambas de fecha 16 de mayo de 2023, y por reuniones de Directorio de las Co-Emisoras, ambas de fecha 22 de mayo de 2023. La enmienda al Prospecto de Programa de fecha 7 de marzo de 2024 fue aprobada mediante reuniones de Directorio de las Co-Emisoras de fecha 17 de enero de 2024 a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables tipificadas como temáticas, incluyendo sin limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado, de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los reglamentos y guías correspondientes de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables.

Autorización:

El Programa fue aprobado por la CNV mediante Resolución del Directorio 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-APN-DIR#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-APNGE#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 N° DI-2021-3-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 23 de febrero de 2021. La prórroga de la vigencia del plazo del Programa y modificación de los términos y condiciones del Programa a fin de remover toda referencia a Albanesi como garante de las Obligaciones Negociables del Programa fue aprobada por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición N° DI-2022-28-APN-GE#CNV de fecha 2 de junio de 2022. El aumento del monto del Programa de U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) a U$S1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) fue aprobado por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición Nº DI-2023-31-APNGE#CNV de fecha 5 de julio de 2023. La modificación de los términos del prospecto de Programa a los fines de permitir a las Compañías la emisión de obligaciones negociables tipificadas como temáticas, incluyendo sin limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado, de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los reglamentos y guías correspondientes de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables, ha sido autorizada por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2024-11-APN-GE#CNV de fecha 23 de febrero de 2024.

Gastos de Emisión 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 siete centrales termoeléctricas ubicadas en diversas provincias de Argentina, las cuales son propias (incluyendo la planta generadora de Solalban, de la cual somos propietarios de un 42%). Actualmente, estas centrales generadoras poseen una capacidad de generación instalada total de 1.180 MW. Todas las centrales generadoras que operamos son plantas de combustible dual (usan tanto gas natural como gasoil) y están en pleno funcionamiento.

Asimismo, GMOP, una sociedad asociada al Grupo Albanesi, opera el Paquete 4 de las Unidades Auxiliares de la Nueva Refinería de Talara, localizada en la Ciudad de Talara, distrito de Pariñas, Perú.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, nuestro resultado operativo consolidado y el EBITDA Ajustado ascendió a USD 69,73 millones y USD 111,25 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 440/2021 (sin celebrar CCEE), luego modificada a través de las Resoluciones SE N° 238/2022, 826/2022 y 59/2023 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 2023, generamos 42%, 48%, 5% y 4% 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 CCEE, ver “Información de las Co-Emisoras - Nuestros clientes ” y “ Información de las Co-Emisoras – Descripción del sector en que se desarrolla su actividad - 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

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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 primer trimestre de 2024. 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 estamos construyendo la central de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe.

Desde 2016 hasta 2018, ampliamos la capacidad de cinco de nuestras centrales sumando un total de 460 MW de la siguiente manera: (i) 100 MW en Central Térmica Modesto Maranzana, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, (ii) 50 MW en Central Térmica Riojana, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, (iii) 100 MW en Central Térmica Independencia, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, (iv) 150 MW en Central Térmica Ezeiza, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, y (v) 60 MW y conversión de 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 31 de diciembre de 2023, nuestros CCEE con CAMMESA en virtud de las Resoluciones SE 220/2007 y SEE 21/2016 para nuestras plantas generadoras en funcionamiento, tenían en promedio un plazo de aproximadamente 3,6 años (o 3 años y 7 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, el CCEE adjudicado para 113 MW de capacidad adicional en Central Térmica Modesto Maranzana, y el CCEE adjudicado para 100 MW de capacidad adicional en Central de Cogeneración Arroyo Seco, que se encuentran actualmente en fase de construcción y se espera que entren en funcionamiento durante el primer trimestre de 2024, durante el segundo trimestre de 2024 y durante el primer trimestre de 2025, respectivamente, el plazo medio ponderado restante de nuestros CCEE será de 7,3 años. 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 2022(2)	Marco regulatorio relativo a la capacidad de generación
GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA CTR Solalban(1) Total	Central Térmica M. Maranzana Central Térmica Independencia Central Térmica Ezeiza Central Térmica Riojana Central Térmica Frías Central Térmica Roca Solalban Energía	350 220 150 90 60 190 120	75% 76% 92% 96% 72% 95% 88%	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 Resolución SE 220/2007 Resolución SE 220/2007 Energía Plus / Autoconsumo(3)
		1.180 MW

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

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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).

(3) 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 Co-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 un total de 408 MW de nueva capacidad nominal: (i) 275 MW en dos proyectos de cierre de ciclo de turbinas que actualmente operan a ciclo abierto en: Central Térmica M. Maranzana (121 MW) y Central Térmica Ezeiza (154 MW), y (ii) 133 MW en la construcción de una nueva planta de cogeneración de energía en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe. Dicha licitación pública persiguió el objetivo de la mejora en la eficiencia del sistema de generación eléctrica, por lo que se focalizó en cierres de ciclos existentes y proyectos de cogeneración.

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.

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 el COVID-19, el gobierno argentino prorrogó

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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. En el marco de la Resolución Nro. 39/2022, con fecha 2 de marzo de 2022 GEMSA ha manifestado una Nueva Fecha Comprometida Extendida (conforme se define más adelante), para el 7 de noviembre de 2023 y el vencimiento está establecido para el 2 de octubre de 2036.

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 USD 130 millones, con recurso limitado a un paquete de garantías. 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 pueden ser capitalizados hasta el inicio de las operaciones comerciales. Las obligaciones negociables fueron emitidas por medio de dos clases, una a un plazo de 8 años denominada en dólares y una a 5 años denominada en UVAs.

A la fecha de este Prospecto, las obras avanzan según el cronograma y esperamos que el inicio de la operación comercial de la capacidad adicional tenga lugar durante el primer trimestre de 2024. 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.

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.

Ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana

Durante el año 2017 comenzó la operación comercial de 100 MW de nueva capacidad nominal bajo la Resolución SE 220/2007, culminando el plan de expansión que había arrancado el Grupo en esta central en el año 2016. La central opera actualmente con una capacidad nominal instalada de 350 MW.

En el marco de la Resolución SEE 287/2017, GEMSA resultó adjudicada por 113 MW de capacidad comprometida para la Central Térmica M. Maranzana. Para cumplir con este compromiso se planea expandir la capacidad instalada de la central en 121 MW. La ampliación consiste en la instalación de una nueva turbina de gas Siemens SGT-800 de 54 MW nominales de ciclo abierto de idénticas características a las dos turbinas instaladas durante 2017 y el cierre de ciclo de las tres turbinas mencionadas.

La mencionada expansión tenía como fecha comprometida de inicio diciembre 2020. Atendiendo la coyuntura macroeconómica adversa de Argentina durante 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 se publicó la Resolución SRRYME 25/2019 por la que se habilitó a los agentes generadores adjudicatarios de los proyectos bajo Resolución SEE 287/2017 a extender el plazo de habilitación comercial de los mismos. GEMSA ha hecho uso de la opción prevista en dicha Resolución y manifestó como nueva fecha de inicio de operación comercial el 6 de diciembre de 2022. Adicionalmente, con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía dispuso mediante Nota NO-2020-37458730-APN-SE#MDP la suspensión por 180 días del cómputo de los plazos correspondientes a la ejecución de los contratos de la Resolución SEE N° 287/2017. La suspensión se funda en las circunstancias ocurridas a partir de la pandemia del COVID-19 y del aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuesto por el DNU N° 297 del 19 de marzo de 2020. 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. En el marco de la Resolución Nro. 39/2022, con fecha 21 de febrero de 2022 GEMSA ha manifestado una Nueva Fecha Comprometida Extendida, para el 15 de junio de 2024. (véase “ Información de la Emisora – Normas con influencia en generadores eléctricos ” del presente Prospecto).

El CCEE permanece vigente sin perjuicio de la fecha de comienzo efectivo de las operaciones comerciales.

En mayo de 2022, obtuvimos la financiación para la construcción de la obra mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un valor total de USD125 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 pueden ser capitalizados hasta el inicio de las operaciones comerciales. Las

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obligaciones negociables fueron emitidas por medio de tres clases, una a un plazo de 10 años denominada en dólares y dos a 5 años (una denominada en dólares y otra denominado en UVAs).

A la fecha de este Prospecto, las obras avanzan según el cronograma y esperamos que el inicio de la operación comercial de la capacidad adicional tenga lugar durante el segundo trimestre de 2024.

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 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.

A través de GELI, sociedad subsidiaria de GEMSA, 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.

Entre marzo y junio de 2023, GELI obtuvo la financiación necesaria para la construcción de las obras mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un valor total de USD 139.9 millones, garantizado con un paquete de garantías sobre equipos y ciertos contratos. Se prevé que estas obligaciones negociables serán canceladas con flujos de efectivo generados por los CCEE por la capacidad a instalarse, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017. Asimismo, los pagos de intereses pueden ser capitalizados hasta el inicio de la operación comercial. Las obligaciones negociables consisten en dos clases, una a 10 años y otra a 5 años, ambas denominadas en dólares. Habiendo obtenido una parte importante del financiamiento del proyecto, estamos en condiciones de comenzar con las obras.

A la fecha de este Prospecto, las obras avanzan según el cronograma y esperamos que el inicio de la operación comercial de la capacidad adicional tenga lugar durante el primer trimestre de 2025.

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.

Adjudicación del Proyecto de Modernización Refinería Talara

Con fecha 12 de enero de 2022, GEMSA ha resultado adjudicada en el marco del proceso de selección por adjudicación abreviada del “Proyecto de Modernización Refinería Talara - Proceso de Contratación del Servicio de Gestión Operativa de las Unidades Auxiliares de la Refinería Talara (Paquete 4)”, convocado por Petróleos del Perú S.A.

El objeto de la licitación ha sido contratar una persona jurídica especializada para que asuma la gestión operativa del Paquete 4 de las Unidades Auxiliares de la Nueva Refinería de Talara, localizada en la Ciudad de Talara, distrito de Pariñas, Perú. El Paquete 4 se encuentra conformado por los siguientes componentes:

Unidades de Cogeneración eléctrica (GE), 100MW.
Unidad de Distribución de Agua para Calderas (SGV).
Unidad de Tratamiento de Condensados (RCO).
Estaciones Eléctricas (GE2, GE1).

En este marco, GEMSA, GROSA y CBEI LLC constituyeron el 14 de enero del 2022 una sociedad anónima cerrada en el Perú denominada GM Operaciones S.A.C., como una sociedad de propósito especifico a

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fin de suscribir los contratos adjudicados y desarrollar el proyecto. Así, GMOP, con fecha 14 de noviembre de 2022 suscribió -junto con Petróleos del Perú – Petroperú S.A.-, dos contratos complementarios a fin de operar y mantener la Central de Cogeneración identificada como Paquete 4:

Por un lado, un contrato de usufructo a través del que se le otorga a GMOP (i) el derecho real de usufructo sobre el área que abarca la Central de Cogeneración, y (ii) se regulan las obligaciones de operación y mantenimiento a cargo de GMOP sobre los activos que conforman el Paquete 4; y
Por el otro, un contrato de suministro de electricidad, vapor y agua para calderas para abastecer la Refinería Talara y la operación y mantenimiento de las subestaciones GE2 y GE1, con una duración de 20 años contados a partir de la “etapa operativa”.

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.

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 la actual 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 del 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

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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 1.180 MW de capacidad de generación instalada (incluyendo a Solalban), operamos siete plantas generadoras termoeléctricas ubicadas en diversas provincias del país. Al 31 de diciembre de 2023, hemos invertido más de USD 262 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 20% entre 2007 y 2023. 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 50% 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 2021, 2022 y 2023, el 98%, el 90% y 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 adjudicados por la Secretaría de Energía Eléctrica en 2017, y en virtud del marco regulatorio de la 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. 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 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 stock 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 96% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, 90% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, y 81% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023.

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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 acceso a 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.

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. Asimismo, a través de GELI, está en construcción la nueva central de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe, 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 31 de diciembre de 2023, el

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financiamiento con nuestros proveedores alcanzaba aproximadamente USD 34,97 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 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. Asimismo, en mayo de 2022, obtuvimos la financiación para la ampliación de la Central Térmica M. Maranzana mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un monto total de 125 millones de Dólares Estadounidenses. De igual manera, entre marzo y junio de 2023, GELI, una subsidiaria de GEMSA, obtuvo la financiación necesaria para la construcción de la Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un monto total de 139,9 millones de Dólares Estadounidenses.

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, y 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 de 60 MW cada una, reinició sus operaciones en 2011. Durante el año 2016 comenzamos los

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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. Actualmente la central cuenta con 220 MW instalados y operativos.

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, hasta septiembre de 2022, cuando finalizó el contrato de operación, funcionó con una capacidad de generación instalada de 140 MW.

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.

Desde 2012 a noviembre de 2023 operamos una central eléctrica situada en La Banda, Santiago del Estero, que funcionó con dos turbinas y 30 MW de capacidad total 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 Albanesi.

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 GELI, que no tiene actividad operativa, ahora son controladas por GEMSA. La conformidad administrativa de la Fusión 2021 fue resuelta por el Directorio de la CNV mediante Resolución N° RESFC-202121508-APN-DIR#CNV de fecha 18 de noviembre de 2021. La Fusión 2021 y la consecuente disolución de Albanesi y GECE fueron inscriptas con fecha 10 de marzo de 2022 en la IGJ.

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 en 408 MW mediante: (i) el cierre de unidades de ciclo abierto en la Central Térmica Modesto Maranzana y la Central Térmica Ezeiza por un total de 275 MW de capacidad adicional y (ii) la construcción de una nueva planta de cogeneración en Arroyo Seco, Provincia de Santa Fe por 133MW.

En julio de 2021, GEMSA obtuvo 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 primer trimestre de 2024. Asimismo, en mayo de 2022, GEMSA obtuvo la financiación necesaria para la ampliación de nuestra Central Térmica M. Maranzana. De igual manera, entre marzo y junio de 2023, GELI obtuvo la financiación necesaria para la construcción de nuestra Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco. Ver “Información de las Co-Emisoras—Expansión de Capacidad” .

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Con fecha 23 de mayo de 2022, GROSA celebró con Sorrento S.A. un acuerdo transaccional en virtud del cual GROSA procedió a la restitución, en la fecha de suscripción de dicho acuerdo, del inmueble donde la misma se encuentra ubicada, conservando el gerenciamiento de la misma por el plazo de 60 (sesenta) días hábiles o hasta que la Secretaría de Energía otorgue el cambio de titularidad a favor de Sorrento S.A. como agente del MEM. En este sentido, celebró un contrato de gerenciamiento para regular la operación de la central durante el lapso antes mencionado. Finalmente, con fecha 16 de septiembre de 2022, la Secretaría de Energía a través de la Resolución RESOL-2022-654-APN-SE#MEC autorizó el cambio de titularidad a favor de Sorrento S.A. como agente del MEM. En razón de ello, GROSA dejó de operar la Central Térmica Sorrento.

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 siete 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 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	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021 158,2 100%	2022 141,1 100%	2023
			162,5 92%

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 con 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:

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Total Ventas (GWh) . Factor de disponibilidad ...........	2021 758,0 95%	2022 849,4 82%	2023
			932,2 75%

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 121 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 67 MW, transformando efectivamente las tres turbinas Siemens de la planta en unidades de ciclo combinado. Para más información sobre el proyecto de ampliación, véase el subtítulo “Información de las Co-Emisoras— Expansión de capacidad— Ampliación de la Central Térmica Modesto Maranzana”.

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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. Hasta junio de 2022, fecha en la cual venció el CCEE con CAMMESA, vendíamos 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. A partir de ese momento, el CCEE por 117 MW pasó a comercializarse bajo el marco regulatorio de Energía Base.

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	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021 1.150,9 97%	2022 1.065,9 92%	2023
			1.166,9 95%

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.

La capacidad de generación de energía eléctrica operativa de esta central correspondiente a las dos turbinas Siemens (100 MW) se vende a CAMMESA en virtud de CCEE suscriptos en el marco de la Resolución SEE 21/2016. La restante energía eléctrica generada (120 MW), que estaba previamente comprometida bajo CCEE suscriptos en el marco de la Resolución 220/2007 y que quedó sin vigencia en diciembre de 2021, se comercializa bajo el marco regulatorio de Energía Base.

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

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Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Total Ventas (GWh) Factor de disponibilidad .........	2021 72,7 99%	2022 105,9 87%	2023
			213 76%

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:

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Total Ventas (GWh) . Factor de disponibilidad...........	2021 17,8 98%	2022 27,7 99%	2023
			24,9 96%

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.

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

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Total Ventas (GWh) .......... Factor de disponibilidad ....	2021 25,7 99%	2022 34,8 98%	2023
			35,7 72%

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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 FT83) 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 2023, Solalban destinó el 84% y el 16% 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	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021 718,6 74%	2022 777,2 87,7%	2023
			490,6 77%

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 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
	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
Total M.Maranzana				350MW
Ezeiza	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
Total Ezeiza				150MW
Independencia	2.403	PWPS FT8-3	Turbina de gas	60MW

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	Consumo
	específico
Central eléctrica	(kcal/kWh)	Turbinay tipo de tecnología		Capacidad
	2.403	PWPS FT8-3	Turbina de gas	60MW
	2.250	Siemens SGT-800	Turbina de gas	50MW
	2.250	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
Solalban	2.467	PWPS	Turbina de gas	120MW
Total				1.180 MW

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	Turbinay tipo de tecnología	Capacidad de Energía
M. Maranzana	1.590 (Ciclo combinado)	Siemens SGT-800	Turbina degas	54 MW
		Siemens SST-600	Turbina de vapor	67 MW
Total Ampliación de M. Maranzana				121 MW
Ezeiza	1.590 (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				408 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

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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.

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 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 31 de diciembre de 2023, GEMSA tiene tres CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: (i) Central Térmica M. Maranzana, con una vigencia restante de 3,5 años por 90 MW de capacidad contratada, (ii) Central Térmica Frías, con una vigencia restante de 1,9 años por 55,5 MW de capacidad contratada, (iii) Central Térmica Riojana, con una vigencia restante de 3,4 años por 45 MW de capacidad contratada, y (iv) Central Térmica Roca, con una vigencia restante de 4,6 años por 55 MW correspondiente al cierre de ciclo de la central.

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 los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021, 2022 y 2023, generamos el 59%, 46% y el 42% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, 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

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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.

Al 31 de diciembre de 2023, GEMSA tiene cuatro CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: (i) un CCEE con una vigencia restante de 3,5 años por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (ii) un CCEE con una vigencia restante de 4,1 años por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (iii) un CCEE con una vigencia restante de 3,5 años por 93 MW de capacidad de generación de Central Térmica Ezeiza; y (iv) un CCEE con una vigencia restante de 4,1 años 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 2021, 2022 y 2023, generamos el 36%, 41% y 48% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, 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 los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021, 2022 y 2023, generamos el 3%, 3% y el 5% 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

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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 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 2021, 2022 y 2023, generamos el 2%, 10% y el 4% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, bajo el 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 diciembre de 2023:

			MW de
			capacidad
Central Eléctrica	Regulación	Tomador	comprometida (o utilizada en el caso de Energía Plus) por	Plazo	Moneda	Precio de Capacidad Comprometida USD / MW por hora	Precio de Energía USD/MWh(1)	Plazo Contractual Restante	Fecha de extinción
			contrato/marco
			regulatorio
Central
Térmica Modesto	Energía Plus	Privado	135	1 a 2 años	USD	-	56,70	N/A	N/A
Maranzana
	Energía Base	CAMMESA	70	N/A	Ps.	6,25	4,67 (gas) / 7,27 (gasoil)	N/A	N/A
	Energía Base	CAMMESA	45	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 6,53 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/2007	CAMMESA	90	10 años	USD	21,82	8,00 (gas) / 10,50 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Independencia #1	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Independencia #2	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	4 años y 2 meses	Feb-2028
Central Térmica Ezeiza	Res. 21/2016	CAMMESA	93	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Ezeiza #2	Res. 21/2016	CAMMESA	46,5	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	4 años y 2 meses	Feb-2028

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Central Térmica Riojana	Energía Base	CAMMESA	40	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 6,53 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/ 2007	CAMMESA	45	10 años	USD	23,00	11,44 (gas) / 15,34 (gasoil)	3 años y 5 meses	May- 2027
Central Térmica La Banda	Energía Base	CAMMESA	30	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 7,53(gasoil)	N/A	N/A
Central Térmica Roca	Energía Base	CAMMESA	116,7	N/A	Ps.	6,86	4,58 (gas) / 7,18 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55	10 años	USD	43,72	5,38 (gas/gasoil)	4 años y 8 meses	Ago- 2028
Generación Frías	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55,5	10 años	USD	26,40	10,83 (gas) / 11,63 (gasoil)	2 años	Dic-2025

(1) Precio por electricidad vendida. (2) El precio corresponde al precio promedio ponderado para el período de seis meses finalizado el 31 de diciembre de 2023. Los precios se expresan en Pesos de acuerdo con la Resolución SEE 238/2022 y 826/2022 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
2021 EBITDA Ajustado (en miles de USD) % de EBITDA Ajustado 83.617 59% 39.487 36% 4.448 3% 2.229 2%	2022 EBITDA Ajustado (en miles de USD) % de EBITDA Ajustado 58.859 46% 53.798 41% 4.319 3% 12.834 10%	2023
EBITDA Ajustado (en miles de USD) 83.617 39.487 4.448 2.229	EBITDA Ajustado (en miles de USD) 58.859 53.798 4.319 12.834	EBITDA Ajustado (en miles de USD) 46.923 53.476 5.944 4.904	% de EBITDA Ajustado
			42% 48% 5% 4%

Resolución SEE 287/2017

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 121 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, que tendrá una capacidad instalada de 133 MW. 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.

Los Sistemas de Gestión Ambiental de las Centrales han mantenido históricamente sus certificaciones ISO de manera ininterrumpida. En este orden, durante octubre de 2021 se concretó exitosamente una nueva instancia de auditorías externas en los sitios a cargo del ente certificador IRAM. Como resultado, se obtuvo la recertificación de los Sistemas de Gestión por un nuevo periodo de tres años, vigencia renovada hasta diciembre de 2024.

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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.

Primer informe de sustentabilidad (ESG)

Durante el mes de noviembre de 2022, el Grupo Albanesi publicó su primer reporte de sustentabilidad con el fin de visibilizar el compromiso del grupo con la sustentabilidad. Se trabajó sobre cada sección del reporte para reflejar la forma del grupo de gestionar los temas relevantes de cada uno de nuestros grupos de interés.

El reporte de sostenibilidad ha sido elaborado de conformidad con los estándares GRI en su opción esencial. Tendrá una frecuencia anual y abarca el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2021. En esta primera edición, se acotó la información al negocio de energía eléctrica representado por las compañías GEMSA y Albanesi Energía S.A. El mismo se ha basado en indicadores de carácter interno que se han estandarizado a los fines de reportar bajo el framework de GRI. El informe se encuentra disponible en la página web del Grupo Albanesi (www.albanesi.com.ar).

Nuestra visión de sustentabilidad es la de crear valor sostenible para nuestros empleados, clientes, proveedores, accionistas y demás grupos de interés. Para eso, realizamos nuestras actividades respetando al medioambiente, y mejorando nuestros procesos de trabajo de forma continua.

Este abordaje se alinea con nuestro Programa de Integridad, Código de Ética y Conducta, siguiendo las pautas de comportamiento conforme con los valores del grupo, a respetarse por todos los colaboradores del mismo, así como los grupos de interés involucrados a lo largo de la cadena de valor.

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, responsabilidad civil comprensiva, responsabilidad civil “D&O” (directores y gerentes), 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, Nación Seguros, Sancor Seguros, Allianz Seguros, Zurich, La Meridional, San Cristóbal, y La Segunda compañía de Seguros.

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

El siguiente es un resumen de los principales factores relacionados con la industria eléctrica en Argentina, incluyendo disposiciones de las leyes y reglamentaciones argentinas aplicables a la industria y a las Compañías. El presente resumen no tiene por objeto constituir un análisis exhaustivo de todas las leyes y normas

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aplicables a la industria eléctrica. Se recomienda a los inversores examinar el resumen de dichas leyes y normas publicado por la Secretaría de Energía (la “SE”) (www.argentina.gob.ar/economia/energia), CAMMESA (cammesaweb.cammesa.com/), el ENRE (www.argentina.gob.ar/enre) y consultar con sus respectivos asesores comerciales y legales a fin de efectuar un análisis más detallado. No se incorpora ninguna información de dichas páginas por referencia en este documento.

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 Nº 24.065, que junto con la Ley Nº 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 Nº 634/1991 y las Leyes Nº 23.696 y Nº 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 (estas 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 Nº 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 Nº 1.427/2004), 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 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

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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 SE 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 correspondiente a 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 Nº 220/2007 y Nº 1.836/2007).

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, la Resolución SRRYME N° 1/2019, la Resolución SE N° 31/2020, la Resolución SE N° 440/2021, la Resolución SE N° 238/2022, la Resolución SE Nº 826/2022, la Resolución SE Nº 750/2023 la Resolución SE Nº 869/2023 y, por último, la Resolución SE N° 9/2024, 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 acciones involucraron instruir al ex Ministerio de Energía y Minería (“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 fines de 2019 fue promulgada la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva Nº 27.541 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 extraordinario, permitiendo la intervención del Poder Ejecutivo en los entes reguladores (ENRE y ENARGAS) por el término de un año.

Por su parte, en febrero de 2020 se dictó la Resolución Nº 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 con 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 SE dictó la Resolución 440/2021, que derogó la Resolución 31/2020 antes mencionada. Esta 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, cogeneradores 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. En el año 2022 se publicó la Resolución N° 238/2022 que estableció un primer aumento del 30% en el mes de febrero y un incremento adicional del 10% en junio de 2022. Esta norma fue modificada por la Resolución N° 826/2022. Esta resolución publicada el 14 de diciembre de 2022 dispuso un incremento en la remuneración a aplicarse a partir de las liquidaciones correspondientes a los meses de noviembre y diciembre de 2022, febrero y agosto de 2023. Adicionalmente, se instruyó a realizar

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una reliquidación de las transacciones económicas por la venta de energía correspondientes a septiembre y octubre de 2022, afectadas por un factor de 1,2. Asimismo, la Resolución N° 826/2022 fue posteriormente modificada por las Resoluciones N° 59/2023, 750/2023 y 869/2023, disponiendo estas últimas dos nuevos valores. Finalmente, la Resolución N° 869/2023 determinó las remuneraciones aplicables a partir de las transacciones económicas de noviembre de 2023, actualizadas a partir de febrero de 2024 mediante Resolución N° 9/24.

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. 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.

Asimismo, a través del Decreto de Necesidad y Urgencia N° 756/2020, 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.

Por su parte, es importante mencionar que el día 18 de diciembre de 2023 se declaró la emergencia del Sector Energético Nacional mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 55/2023 (el “DNU 55”), en lo que respecta a los segmentos bajo jurisdicción federal de generación, transporte y distribución de energía eléctrica, y de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024. Asimismo, mediante el DNU 55 se instruyó a la SE a elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones necesarias e indispensables con relación a tales sectores con el fin de establecer los mecanismos para la sanción de precios en condiciones de competencia y libre acceso, mantener en términos reales los niveles de ingresos y cubrir las necesidades de inversión, para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías. En tal marco, el DNU 55 dispuso el inicio de un proceso de RTI, con relación a los segmentos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, y habilitó adecuaciones tarifarias transitorias.

Así también, el día 21 de diciembre de 2023 el Presidente de la Nación emitió el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 70/2023 (el “DNU 70/2023”) que, además de declarar la emergencia pública en varias materias, incluyendo económica y tarifaria hasta el 31 de diciembre de 2025 y hacer hincapié en la desregulación del comercio, los servicios y la industria, dispuso las “Bases para la Reconstrucción de la Economía Argentina”. Entre sus títulos más destacables se encuentra el de “Energía”, bajo el que se prevén una serie de reformas al marco normativa del sector energético. El DNU 70/2023 facultó a la SE a redeterminar la estructura de subsidios vigentes a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de energía eléctrica y gas natural. Este beneficio deberá considerar principalmente un porcentaje de los ingresos del grupo conviviente, conforme las tarifas vigentes en cada punto de suministro. La SE también tendrá facultades para definir los mecanismos específicos que materialicen la asignación y efectiva percepción de los subsidios por parte de los usuarios, determinando los roles y tareas que desempeñarán de manera obligatoria los distintos actores públicos, empresas concesionarias, y otros actores o agentes que integren los sistemas del servicio público de que se trate, en su carácter de responsables primarios. Al respecto, la Resolución Nº 8/2024 de la SE convocó a Audiencia Pública a realizarse el 29 de febrero de 2024 con el objeto de evaluar y dar tratamiento a (1) la redeterminación de la estructura de subsidios vigente a fin de asegurar a los usuarios finales el acceso al consumo básico y esencial de electricidad y gas natural, incluyendo la consideración de los subsidios destinados a aquellos usuarios que carecen de conexión a la red de gas natural; (2) su incidencia sobre el precio estacional (PEST) en el MEM, el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el precio del gas propano indiluido por redes; y (3) la readecuación del esquema de subsidios previsto en el Programa Hogares con Garrafa (HOGAR) aprobado por el Decreto N° 470 del 30 de marzo de 2015.

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Autoridades Regulatorias

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

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El 11 de diciembre de 2015, por medio del Decreto Nº 13/2015, se modificó la Ley de Ministerios Nº 22.520, creando el MEyM, 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 MEyM y su transformación en la Secretaría de Gobierno de Energía –creada a través del Decreto Nº 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 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, luego complementado por el Decreto Nº 732/2020, 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;

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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; y
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;
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 resto del país.

La Ley de Solidaridad Social 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

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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° 1.020/2020 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. No obstante, mediante el Decreto N° 572/2022 se designó como interventor del ENRE a Walter Martello, cuya renuncia fue aceptada mediante el Decreto Nº 721/2023. La designación del próximo interventor se encuentra pendiente actualmente. A la fecha, el DNU Nº 55/2023 ordena la intervención del ENRE y del ENARGAS, nuevamente, hasta la designación de los vocales titulares mediante el concurso público actualmente en curso.

CAMMESA es una sociedad anónima sin fines de lucro creada por el Decreto Nº 1.192/1992, 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 SE posee y ejerce los derechos de las acciones estatales de CAMMESA por intermedio de la SE. Actualmente, Eduardo Rodríguez Chirillo, quien ejerce el cargo de 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. En mayor profundidad, a partir de la Resolución SE 2022/2005, CAMMESA está sujeta, por parte de la SE, a (a) instrucciones regulatorias; (b) mandatos regulatorios; y (c) 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 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 de las empresas de generación, transmisión y distribución y de 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.

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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; y (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.

En 2023, las empresas de generación térmica generaron 73.018 GWh, las empresas de generación hidroeléctrica generaron 39.332 GWh, las empresas de generación nuclear generaron 8.963 GWh y las renovables 20.085 GWh. Asimismo, la potencia instalada fue de 43.774 MW.

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 de los afluentes 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.

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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 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”), EDENOR, 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.

Cabe mencionar que, a través de la Resolución Nº 307/2023 del ENRE de fecha 21 de marzo de 2023 se dispuso la intervención de control y fiscalización de EDESUR por el plazo de 180 días a partir de la notificación del acto. Según el ENRE, la distribuidora incumple en forma recurrente y sistemática con los parámetros de calidad media y, ante eventos de magnitud, los procedimientos operativos de atención de reclamos y reposición de suministros fracasan reiteradamente, denotando déficits de recursos, de planificación operativa y de inversiones. Paralelamente, el interventor del ENRE presentó en sede judicial una denuncia penal por la presunta comisión de los delitos de defraudación de los derechos acordados (art. 173, inc. 11 del Código Penal), abandono de personas (art. 106 del Código Penal) y entorpecimiento de los servicios públicos (art. 194 del Código Penal), debido a la prestación deficiente del servicio público, marcada por las masivas interrupciones del suministro en el área concesionada. Actualmente, el plazo de intervención se encuentra vencido.

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 Nº 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

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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

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.

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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. No obstante, 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. ” Sin embargo, 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.

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 tienen correlación positiva con el PBI, como sucede en otros países con desarrollo económico intermedio. Esta correlación implica que, a mayor crecimiento económico, la demanda energética consolidada de todos los productos energéticos también se incrementa. La evolución inversa cuando decrece la economía, también se cumple, aunque con menor intensidad ya que a disminución de la actividad económica se produce una reducción del consumo energético, pero de menor magnitud.

El crecimiento histórico del consumo energético tuvo un promedio anual de 2,6% desde 1959 hasta 2022, y un promedio anual normalizado de solo 0,7% anual desde la gran crisis de 2002. Tras la importante caída de consumo energético y del PBI en 2020 de 8,6% y 9,9% respectivamente, se produjo una reversión

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relevante en 2021 de 5,4% y 10,3% respectivamente. Estimaciones preliminares para 2022 indican una recuperación menor de 3,1% en consumo energético, y 5,5% del PBI.

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Los cambios de políticas económicas influyen en el consumo energético. En 2018 la recesión de 2,6% -tras la buena marcha de 2017 con 2,8%- con temperaturas inferiores a las del año previo en meses de verano, impactaron en la demanda de energía, que se redujo 6,0% interanual. En 2019 pese a la nueva caída del PBI de 2,1% respecto a 2018, se produjo un incremento en el consumo energético de 2,2% respecto a 2018, con influencia de tarifas de gas y electricidad congeladas desde inicios de año, y precios de combustibles congelados desde agosto 2019.

Las consecuencias de las medidas de restricción en la pandemia COVID 19, impactaron en la economía argentina. Durante 2020, las medidas de aislamiento derivaron en una contracción económica histórica de 9,9%. La reducción en el consumo energético también fue histórica, con 8,6% pese a bajas temperaturas del invierno en relación con el invierno 2019.

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En 2021, la economía se recuperó 10,3% anual según el INDEC, con incremento de 5,3% en consumo energético. En 2022 el PBI creció 5,5% y el consumo de energía 5,0%, con temperaturas más frías que las históricas en mayo y junio 2022. Estimaciones del consumo de energía en 2023 se sitúa en torno a 0,9% inferior a 2022, con temperaturas moderadas, y de la economía con promedio 1,5% inferior a 2022.

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Los cambios macroeconómicos iniciados en diciembre 2023 incluyen como un ítem esencial al retiro de subsidios energéticos de gas y electricidad, con inicio de recomposición de tarifas energéticas desde febrero 2024 a pesar de la recesión económica incipiente.

El crecimiento del consumo energético entre 2003 y 2010 fue resultado de un crecimiento económico elevado, impulsado por segmentos Residencial y Comercial de demanda de productos energéticos, como se advierte en los parámetros del consumo gasífero, de naftas y especialmente de electricidad. El estancamiento económico entre 2011 y 2020, con alternancia entre años positivos y negativos similares, redujo la tasa de crecimiento del consumo energético del período previo. Probablemente, los bajos precios y tarifas de combustibles, gas y electricidad de aquellos años hayan incentivado el consumo, aunque probaron ser insostenibles para la macroeconomía argentina.

La elasticidad del consumo energético en relación con el PBI en los últimos dos grandes ciclos político-económicos – década de 1990 y de 2000-2023 - es menor a décadas previas. Las restricciones a la demanda energética por suministro insuficiente, y la necesidad de importar energía para complementar la oferta local, tuvieron impacto en la economía. Si existiera un proceso de crecimiento económico sólido en el futuro, la necesidad de abastecimiento energético sin dudas será creciente y mayor al de los últimos veinte años.

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PERÍODO HISTÓRICO- CONSUMO ELASTICIDAD
PBI ANUAL
ECONÓMICO ENERGÉTICO ENERGÍA/PBI
1959-2023 2.2% 2.5% 1.1
1959-1969 4.6% 5.7% 1.2
1970-1981 1.6% 3.1% 1.9
1982-1989 -0.3% 1.7% 5.7
1990-2001 3.4% 3.1% 0.9
2002-2023 2.7% 0.7% 0.3
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Las restricciones de abastecimiento de productos energéticos como gas natural en el último ciclo de crecimiento económico hasta 2011 a pesar del crecimiento moderado de demanda energética, generaron problemas en el suministro efectivo a la demanda. La prioridad de abastecimiento de consumidores del segmento Residencial-Comercial de gas y electricidad con la recuperación industrial de PyMEs, dio lugar a restricciones y menor crecimiento del consumo energético de grandes consumidores.

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La estructura del consumo primario energético en la Argentina es dependiente de los hidrocarburos fósiles, con 86,8% en 2016, 86,5% en 2017, 85,8% en 2018, 86,1% en 2019, 85,4% en 2020, 85,1% en 2021. En 2022 la tendencia no se modificó, con 86,0%. Se estiman cambios poco significativos en 2023, probablemente en 84,5% por incremento de oferta hidroeléctrica y nuclear en el sector eléctrico junto a un crecimiento más moderado de fuentes renovables.

El porcentaje de fuentes de origen fósil se redujo levemente en los últimos años por la obligación a refinadores de combustibles de incorporar porcentajes crecientes de biodiesel y bioetanol en el gas oil y naftas, como por incorporación de plantas de generación eólica y solar. Si bien el proceso de incorporación de plantas eléctricas de fuentes renovables continúa, es inferior al de años previos por saturación de líneas de transmisión eléctrica.

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Por la naturaleza, característica y costo de las inversiones necesarias, existe dificultad en modificar la estructura de consumo primario energético en el corto plazo en favor de fuentes hidroeléctricas, nuclear, o renovables. Igualmente, las diferentes administraciones mantienen políticas de incremento de fuentes renovables en el abastecimiento eléctrico, a pesar del financiamiento escaso y limitaciones en líneas de transmisión eléctrica.

La participación del gas natural en el consumo energético primario (53,2% en 2018, 54,5% en 2019, 54,7% en 2020, 51,8% en 2021, 53,0% en 2022, y un estimado de 52,4% en 2023), fluctúa en función de las cantidades importadas de gas natural desde Bolivia, Gas Natural Licuado (GNL), y producción local desde distintas cuencas. A pesar de la mayor producción de 2019, y 2021-2023, la demanda de gas continúa parcialmente insatisfecha en meses de invierno en segmentos como Industrial y Generación Termoeléctrica. En el invierno 2020 se evidenció un mayor déficit de oferta por la reducción de producción comercial local de gas – el mayor porcentaje de caída anual de las últimas décadas -, que se mitigó parcialmente por la recuperación de cuenca Neuquina en los inviernos 2021 y 2022.

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El Consumo Energético Final en la Argentina –esto es, el Consumo Primario Energético neto de las pérdidas intrínsecas en producción y transporte de productos energéticos primarios, y de la transformación en productos energético finales-, se distribuye en forma equilibrada entre Transporte, Industria 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:

Estructura sesgada hacia el petróleo y gas, característica de grandes exportadores de hidrocarburos como Medio Oriente, Rusia, países exportadores de LNG de África, o Venezuela.
Adicionalmente, posee la particularidad que entre 50 y 55% del consumo primario interno de energía se basa en gas natural a pesar de restricciones a la demanda potencial en meses de invierno. La restricción de abastecimiento final de gas lleva a la sustitución por otros combustibles como gas oil y fuel oil en generación eléctrica y algunas industrias, y a restricciones directas a la actividad industrial en algunas ramas industriales.
La penetración de gas en el consumo energético es relevante para los standards mundiales, solo superada por pocos países con producciones excedentes de gas para exportación.
Recuperación de oferta local en gas y petróleo desde fin de 2020, en consonancia con tendencia de recuperación económica hasta inicios de 2023.
Aumento continuo de oferta de hidrocarburos en cuenca Neuquina, y reducción en las restantes cuencas productivas del país.
Recuperación de inversión en petróleo y gas tras la crisis económica de 2020. El denominado Plan Gas.Ar permitió detener el proceso de caída productiva y saturar la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina en 2021-2023, a pesar del ingreso del nuevo gran gasoducto desde esta cuenca en agosto 2023.
El Plan Gas.Ar fue extendido a fin de 2022 hasta diciembre 2028, con ampliación de volúmenes para completar las dos primeras etapas del nuevo gasoducto desde Neuquén hasta el oeste de Buenos Aires, y ampliación de tramos finales.
Recuperación de demanda energética de segmentos industrial, transporte y comercial tanto en gas como en electricidad, desde fin de 2020 hasta inicios de 2023.
El congelamiento de tarifas de gas y electricidad dispuesta mediante Decretos de Necesidad y Urgencia de diciembre 2019 se extendió en 2020 y tuvo un ajuste de solo 9% en el primer semestre de 2021. Si bien se implementaron ajustes adicionales inferiores a la evolución de la

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inflación, solo a fin de 2022 se inició un ajuste mayor para reducir el déficit fiscal y subsidios para cierto segmento de ingresos elevados de los consumidores. En 2022 y 2023 se aprobaron ajustes parciales en márgenes de transporte y distribución de gas y electricidad para permitir mantener la operación.

La revisión tarifaria integral postergada para 2023, no se realizó. La nueva administración se propone iniciarla en el segundo trimestre 2024.

Estructura de demanda y suministro de energía eléctrica

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 para satisfacer la demanda de las distintas Administraciones.

CAMMESA reporta la existencia de 43.774 MW nominales instalados y habilitados comercialmente a fin de diciembre 2023 comparados con 42.927 MW en diciembre 2022, con incremento de 2,0% por la adición de 847 MW. Este incremento de potencia supera la reducción de 0,1% del 2022, que fue la primera desde 2006.

Las incorporaciones de 2023 fueron principalmente cierre de ciclos combinados con incorporación de unidades turbo vapor, unidades renovables eólicas y solares. La potencia disponible operativa estimada durante el verano 2023/2024 se sitúa en torno a 29.000 MW-30.000 MW –inferior a la demanda máxima de potencia, aunque con disponibilidad de importaciones, principalmente desde Brasil-, con reserva técnica rotante de 7,2% del orden de 2.050 MW. La ausencia de ajustes de remuneración razonables a unidades sin contratos de potencia firme agudizó el incremento de indisponibilidad de unidades térmicas.

La demanda del 1° de febrero 2024 se registró el nuevo récord de consumo de potencia máxima con 29.653 MW. A las 14:48 hs de ese jueves, con reserva rotante de 7,2% de 2.135 MW e importaciones de 2.264 MW, la indisponibilidad fue elevada, aunque inferior a 2023. Se reportaron 6.417 MW de unidades térmicas indisponibles debido a la política de remuneraciones reducidas para unidades que despachan al mercado spot sin contratos; adicionalmente se reportaron 740 MW hidroeléctricos indisponibles, y 437 MW nucleares en mantenimiento, aunque en menor nivel que en el anterior registro máximo de inicios de 2023. Las importaciones desde países limítrofes permitieron contar con un excedente local disponible de 713 MW, principalmente térmicos.

A diferencia de 2017 y 2018 en que se habían incorporado motores y turbinas a gas (TG) en respuesta a la contratación por Resolución 21/2016, en 2019 el aumento de potencia comenzó a provenir de cierres de ciclos combinados con unidades turbo vapor (TV) bajo Resolución 287/2017, como también ciclos de cogeneración como el de CT Renova.

En 2019 ingresaron TG por 174 MW comparado con 1.232 MW en 2018; en 2020 se redujo el parque TG en 1.112 MW pasando de ciclos abiertos a ciclos combinados bajo Resolución 287/2017. En 2021 continuó este proceso con reducción de 343 MW de TG, y en 2022 se retiraron 128 MW de unidades TG que se enviaron a otros países al finalizar los contratos bajo los cuales estuvieron disponibles; en 2023 se redujo el parque TG en 537 MW principalmente por conversión a ciclo combinado.

El correlato de lo citado en el párrafo anterior fue que en 2019 se incorporaron 210 MW en cierre de ciclos combinados comparado con 598 MW en 2018, y en 2020 el incremento fue sustancial con 1.875 MW en esta categoría de potencia. En 2021 se incorporaron 383 MW finalizando la mayor parte del proceso iniciado bajo la Resolución 27/2017. En 2022 se produjo un ajuste negativo técnico de 3 MW sin incorporaciones, y en 2023 el incremento fue nuevamente sustancial con 735 MW con el cierre del ciclo Ensenada de Barragán principalmente.

No se produjeron cambios en unidades hidroeléctricas, nucleares o grupos Turbo-Vapor en 2021, 2022, y 2023 tras la repotenciación de algunos turbos grupos de centrales hidroeléctricas que habían incorporado 22 MW en 2019 y 22 MW en 2020.

En 2019 se produjo el ingreso sustancial de 1.130 MW nominales de fuentes renovables – principalmente eólicas - comparado con 709 MW en 2018. En 2020, y a pesar de restricciones operativas en la construcción por las disposiciones sanitarias, se incorporaron otros 1.408 MW renovables, principalmente eólicas. En 2021 se incorporaron nuevamente 1.002 MW renovables con mayor participación solar, y 60 MW en

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En 2023, la incorporación de fuentes renovables fue nuevamente importante con 685 MW, solares y eólicas.

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Puede advertirse la variación porcentual entre las distintas fuentes de generación eléctrica entre 2010 y 2023.

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Las restricciones financieras del Estado condicionan el ritmo de incorporación de centrales como hidroeléctricas o nucleares que fueron construidas con fondos públicos, por su elevado monto de inversión y largos plazos de ejecución. Los proyectos de dos centrales hidroeléctricas en construcción por 1.310 MW en Santa Cruz con financiamiento de la República Popular China, los planes sin avance concreto de dos centrales nucleares de gran porte con financiamiento del mismo país, y la central hidroeléctrica binacional en Aña Cuá en el canal de Yacyretá se encuentran suspendidos sin avances por la nueva Administración.

Por su menor costo y tiempo de ejecución, en las últimas décadas prevalecieron los proyectos termoeléctricos, aunque requiriendo suministro de gas natural y combustibles líquidos. La incorporación de

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generación termoeléctrica encontró restricciones de provisión de combustibles fósiles de producción local entre 2004 y 2017, en particular de gas natural. Por esto, las Administraciones desde 2016 procuran brindar incentivos a la producción y ampliar la capacidad de transporte de gas.

Durante la etapa de iniciativa privada de desregulación del Sector Eléctrico en la década de 1990, los inversores privados concentraron la ampliación de la oferta en generación termoeléctrica. Tras la crisis del régimen regulatorio del Sector Eléctrico en el 2002, las inversiones continuaron con intervención del Estado, también expandiendo la oferta en generación termoeléctrica. El Estado había reanudado en 2004 obras de terminación de la central hidroeléctrica Yacyretá, aunque su operación fuera de condiciones de diseño llevó a daño parcial en sus 20 turbo grupos, en curso de reparación desde entonces. También la central nuclear Atucha II fue completada entre 2002 y 2015, aunque con baja confiabilidad y alta indisponibilidad en su despacho.

Entre 2016 y 2019 se lanzó la contratación de nueva potencia de origen termoeléctrico y fuentes renovables. La inversión en nueva oferta termoeléctrica se logró mediante contratos de disponibilidad de potencia y remuneración de despacho de energía con 10 y 15 años de extensión con CAMMESA, remunerados en dólares estadunidenses pagados al tipo de cambio oficial. También se incorporaron unidades renovables con contratos de 20 años con CAMMESA, para la adquisición de la energía despachada pagada en dólares estadounidenses pagados al tipo de cambio oficial, para unidades eólicas, solar, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas.

El incremento de la oferta de generación eléctrica desde 1992, se concentra en un 30,7% entre 1992 y 2001 de mercado eléctrico desregulado. No obstante, la parálisis inversora tras la crisis del régimen contractual y regulatorio desde 2002, el desabastecimiento grave de suministro eléctrico de 2007 motorizó proyectos de generación con intervención y financiamiento estatal. Existió una incorporación de potencia de generación relevante en 2002-2015 –en especial desde 2008- que constituye el 34,9% del total incorporado desde 1992. Entre 2016 y 2023, la potencia incorporada asciende a 10.209 MW con 34,4% del total adicionado desde 1992, por el impulso dado en 2016 y 2017 ya que en 2019 volvió a interrumpirse la corriente inversora en nuevos proyectos. En los tres períodos indicados, la expansión se concentró en generación termoeléctrica. Entre 2016 y 2019 se gestó la incorporación de unidades de fuentes renovables algunos pocos de cuyos proyectos continúan ingresando, con retrasos.

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INCREMENTO OFERTA NOMINAL (MW) - DATOS NOMINALES
DISTRIBUCIÓN POR
EÓLICA TOTAL
PERÍODO TÉRMICO HIDROELÉCTRICO NUCLEAR BIOMASA REGIMEN
SOLAR PERÍODO
REGULATORIO
1992-2023 18,642 5,098 750 151 5,071 29,712
1992-2001 5,945 3,183 0 0 0 9,128 30.7%
2002-2015 7,703 1,734 725 17 195 10,375 34.9%
2016-2023 4,994 181 25 134 4,876 10,209 34.4%
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La oferta hidroeléctrica creció 81,4% desde 1992 por incorporación de Piedra del Águila y Pichi Picún Leufú en Comahue, y terminación de Yacyretá en el Noreste. La oferta termoeléctrica creció 274% desde 1992 con períodos de fuerte aceleración, y el parque nuclear aumentó 74,6%. En 1992 no existían generadores de origen renovable.

Desde febrero 2006 los datos del Sistema Patagónico -en la tabla siguiente- se reportan en el Sistema Integrado Argentino, detallados en la segunda Tabla. Hasta febrero 2006, las unidades en Patagonia se encontraban desvinculadas del Sistema Argentino de Interconexión Eléctrica.

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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
TG CC SUBTOTAL NOMINAL
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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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
TV TG DI CC SUBTOTAL NOMINAL
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 13,019 9,586 1,005 23,610
2003 4,521 2,339 4 6,296 13,160 9,628 1,005 23,793
2004 4,526 2,317 4 6,299 13,146 9,699 1,005 23,850
2005 4,496 2,277 4 6,299 13,076 9,939 1,005 24,020
2006 4,463 2,264 4 6,363 13,094 10,009 1,005 24,108
2007 4,573 2,359 26 6,363 13,321 10,226 1,005 24,552
2008 4,438 3,512 267 6,935 15,152 10,233 1,005 26,390
2009 4,438 3,744 398 7,046 15,626 10,604 1,005 27,235
2010 4,438 3,588 607 8,185 16,818 10,604 1,005 28,427
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 1,834 9,227 20,764 11,240 1,755 17 8 187 33,971
2017 4,451 6,006 2,003 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 4,251 7,411 1,653 11,245 24,560 11,310 1,755 46 439 1,609 39,719
2020 4,251 6,298 1,693 13,120 25,362 11,344 1,755 108 759 2,623 41,951
2021 4,251 5,956 1,688 13,503 25,398 11,345 1,755 139 1,060 3,291 42,988
2022 4,251 5,828 1,696 13,500 25,275 11,359 1,755 143 1,086 3,309 42,927
2023 4,251 5,291 1,660 14,235 25,437 11,359 1,755 151 1,366 3,705 43,773
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La Potencia Instalada Nominal se concentra en generación termoeléctrica, aunque su indisponibilidad es elevada en relación con otras fuentes de generación, a excepción de la nuclear que evidencia indisponibilidad recurrente por mantenimientos programados y también intempestivos. Una cantidad no menor de unidades termoeléctricas muestra indisponibilidad recurrente y no se encuentra en condiciones confiables de despacho, incluyendo el período de invierno en que las restricciones de combustibles reducen la potencia efectiva disponible. Puede verse la potencia instalada a diciembre 2022 y su evolución respecto a 2021 en las dos tablas siguientes:

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

==> picture [429 x 375] intentionally omitted <==

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CAPACIDAD NOMINAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (MW) - DICIEMBRE 2022
BIOGAS/
REGION TV TG CC DI TÉRMICO NUCLEAR HIDROELÉCTRICO SOLAR EÓLICA TOTAL %
BIOMASA
CUYO 120 114 384 40 658 0 1,154 312 2,124 4.9%
COMAHUE 0 501 1,490 96 2,087 0 4,769 253 2 7,111 16.6%
NOA 261 725 1,945 349 3,280 0 218 703 158 5 4,364 10.2%
CENTRO 626 789 51 1,466 648 919 71 128 21 3,253 7.6%
GBA-LIT-BAS 3,870 3,565 8,591 833 16,859 1,107 945 1,195 45 20,151 46.9%
NEA 0 12 0 328 340 0 2,745 71 3,156 7.4%
PATAGONIA 0 286 301 0 587 0 607 1,575 2,769 6.5%
MÓVIL 0 0.0%
TOTAL 4,251 5,829 13,500 1,697 25,277 1,755 11,357 1,086 3,309 144 42,928 100.0%
% TERMICOS 16.8% 23.1% 53.4% 6.7% 100.0%
% TOTAL 58.9% 4.1% 26.5% 2.5% 7.7% 0.3% 100.0%
CAPACIDAD NOMINAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (MW) - DICIEMBRE 2023
BIOGAS/
REGION TV TG CC DI TÉRMICO NUCLEAR HIDROELÉCTRICO SOLAR EÓLICA TOTAL %
BIOMASA
CUYO 120 114 384 40 658 0 1,154 512 2,324 5.4%
COMAHUE 0 501 1,490 64 2,055 0 4,769 253 2 7,079 16.5%
NOA 261 699 1,945 343 3,248 0 220 736 194 5 4,403 10.3%
CENTRO 626 721 53 1,400 648 919 118 240 21 3,346 7.8%
GBA-LIT-BAS 3,870 3,053 9,395 804 17,122 1,107 945 1,443 53 20,670 48.2%
NEA 0 12 0 328 340 0 2,745 71 3,156 7.4%
PATAGONIA 0 286 301 0 587 0 607 1,575 2,769 6.5%
MÓVIL 0 0.0%
TOTAL 4,251 5,291 14,236 1,632 25,410 1,755 11,359 1,366 3,705 152 43,747 101.9%
% TERMICOS 16.8% 20.9% 56.3% 6.5% 100.5%
% TOTAL 58.1% 4.0% 26.0% 3.1% 8.5% 0.3% 100.0%
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El récord de demanda de potencia eléctrica para un Día Hábil fue superado en sucesivas oportunidades desde diciembre 2021, en el transcurso de olas de calor principalmente en la región central del país de mayor demanda. El registro máximo de 2022 se produjo el viernes 14 de enero de 2022 con incremento de 6,7% (4.108 MW de aumento) respecto al del 25 de enero de 2021, con 28.231 MW y restricciones forzadas de difícil estimación. El martes 6 de diciembre de 2022 se superó nuevamente este registro con 28.283 MW y cortes a la demanda. El sábado 11 de marzo de 2023 de muy alta temperatura y muy inusual para ese mes, se superó el récord de consumo de potencia para un sábado con 26.719 MW y un aumento de 1,8% (484 MW de aumento) respecto al registro previo; desde 2021 se superan los máximos con incrementos sustanciales.

En cuanto a los registros máximos de consumo de energía diaria también se verifican en verano. El viernes 14 de enero de 2022 se llegó al récord de consumo de energía para un día hábil con 575.9 MWh, 5,8% mayor al de enero de 2019. Las olas de calor sucesivas de fin de 2022 e inicios de 2023 llevaron a 590.7 GWh/d el 13 de marzo de 2023, superado el 1° de febrero 2024 con 597.7 GWh/d.

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==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

==> picture [305 x 109] intentionally omitted <==

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EVOLUCIÓN RECIENTE DE RECORDS DE CONSUMO ELÉCTRICO EFECTIVO
RECORDS ANTERIORES RECORDS ACTUALES
DÍA VARIACION MW
POTENCIA (MW)
Sábado 11-feb-23 26,746 11-mar-23 27,203 1.7% 457
Domingo 11-dic-22 23,724 12-feb-23 25,739 8.5% 2,015
Día Hábil 13-mar-23 29,105 1-feb-24 29,653 1.9% 548
DÍA ENERGÍA (GWh/d) VARIACION GWh
Sábado 15-ene-22 559.0 11-mar-23 559.8 0.1% 0.8
Domingo 16-ene-22 543.6 12-feb-23 543.6 0.0% 0.0
Día Hábil 13-mar-23 590.7 1-feb-24 597.7 1.2% 7.0
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En febrero de 2024 se alcanzó un nuevo registro máximo de potencia eléctrica, con 713 MW de excedentes de capacidad de generación, con indisponibilidad que presentó 6.417 MW térmicos más 740 MW hidroeléctricos y 437 MW nucleares. A pesar de esta indisponibilidad, el aporte termoeléctrico fue 16.193 MW sin superar el despacho récord del parque termoeléctrico de 17.274 MW del 25 de enero de 2021.

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La escasez de reserva de generación eléctrica hasta 2016 tanto en días de invierno como de verano, se resolvió con la incorporación de una cantidad importante de nuevas unidades de potencia. Durante los días fríos de los inviernos 2019 y 2020 se comprobó que la incorporación de nueva potencia eléctrica mejoró con amplia capacidad disponible, solo limitada por disponibilidad de combustibles. El respaldo de potencia se revirtió desde 2020 hasta la fecha debido a que la insuficiente remuneración a la potencia y energía que despacha al mercado spot junto con la finalización de contratos de potencia con CAMMESA que no se renovaron, incrementó la indisponibilidad de estas unidades.

La indisponibilidad termoeléctrica había mejorado hasta 2018-2019, pero desde 2021 se deteriora en generadores con unidades que no cuentan con una proporción importante de contratos de venta de potencia con CAMMESA. Estas unidades no tuvieron fondos para inversiones en mantenimiento necesarias, que habían recibido hasta 2018/2019. Un ajuste de estas remuneraciones a fin de 2022 y durante 2023 e inicios de 2024 - que se detallará más adelante -, no aparece como suficiente hacia el futuro, ya que no alcanzan a reflejar el incremento de costos, que mayormente siguen la evolución del dólar estadounidense y los impuestos vinculados.

Desde los últimos meses de 2021 hasta 2022, CAMMESA reportó en sus Informes Mensuales la disminución de disponibilidad del parque térmico, con una mejora en algunas unidades en 2023 con incorporación de unidades nuevas, que permitió mitigar la indisponibilidad de unidades más antiguas, como se refleja a continuación:

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

==> picture [283 x 171] intentionally omitted <==

El incremento de potencia disponible había mejorado hasta 2019-2021 con el ingreso de centrales nuevas. En 2021 se incorporó de la unidad de cogeneración de Terminal 6 en que participa Central Puerto S.A., y la operación estable de la cogeneración de Renova en la que participa el Grupo Albanesi. En 2022 no hubo incorporaciones relevantes, con retraso de algunos meses en el ciclo combinado de Ensenada de Barragán de Pampa Energía-YPF.

Entre las incorporaciones térmicas de 2023, se cita el cierre de ciclo combinado Ensenada de Barragán que comenzó su operación comercial en febrero 2023 adicionando 279 MW netos, y una unidad TG en CT Ezeiza de GEMSA del Grupo Albanesi en diciembre en anticipación de su cierre de ciclo combinado en 2024. El cierre de ciclo combinado en la CT Brigadier López de Central Puerto extiende su demora a 2024.

Las empresas del Grupo Albanesi participaron de modo relevante en varias centrales adjudicadas desde 2016 a pesar de la finalización de contratos de potencia previos, en general en plazos convenidos con nuevas unidades ingresadas. Tras el ingreso de la central de cogeneración Renova con 172 MW en 2021 (Central Térmica Cogeneración Timbúes) se destaca la reanudación de los ingresos en la Central Térmica Ezeiza. Previamente, el Grupo Albanesi había sido partícipe activo en la incorporación de unidades TG desde inicios de los 2000 con un rol destacado para sustentar el crecimiento de la oferta de potencia. En h la licitación pública internacional convocada por Resolución SEE 21/2016 de la SE, el Grupo Albanesi resultó adjudicatario de 420 MW. Las centrales adjudicadas bajo dicha Resolución 21 se encuentran enteramente completadas. El Grupo Albanesi participó activamente con las siguientes centrales:

• La Central Térmica Ezeiza de GEMSA fue habilitada comercialmente en septiembre 2017, con dos turbinas Siemens SGT800 de 50 MW cada una, y una tercera turbina de 50 MW incorporada en 2018. Como se indicó, en diciembre 2023 se habilitó comercialmente la cuarta TG con 52 MW.

• La Central Térmica Independencia de GEMSA obtuvo la habilitación comercial de una turbina Siemens SGT800 de 50 MW adicional en agosto 2017, y la segunda turbina adicional de similar potencia en 2018. Ambas unidades se encuentran habilitadas con 60 MW cada una. • La Central Térmica Riojana de GEMSA obtuvo la habilitación comercial de una nueva turbina Siemens SGT800 de 50 MW en mayo 2017, adicional a tres unidades previas de 12-13 MW preexistentes.

• La Central Térmica Modesto Maranzana de GEMSA incorporó 100 MW de potencia nominal en julio 2017, que se agregaron a 250 MW preexistentes.

• En la Central Térmica Roca se implementó el cierre a ciclo combinado incorporando una unidad turbo vapor de 60 MW en 2018 a la turbina a gas de 130 MW preexistente.

Adicionalmente, diferentes empresas del Grupo Albanesi fueron adjudicadas con otros contratos con CAMMESA para expandir su potencia. En el marco de la licitación pública internacional para cierre de ciclo combinado y cogeneración eléctrica convocada por Resolución SEE 287-E/2017 de la SE, el Grupo Albanesi resultó adjudicado con 3 proyectos para instalar 351 MW de nueva capacidad, junto a otras unidades de diferentes empresas. El Grupo Albanesi logró la operación plena de la denominada cogeneración Renova en Santa Fe como se citó previamente, a pesar de la interrupción de financiamiento al país desde la crisis de 2018/2019. El Grupo Albanesi participó en el proceso de incorporación de capacidad de generación bajo Resolución SEE 287-E/2017, con las siguientes centrales:

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• El proyecto de cogeneración de la Central Térmica Cogeneración Timbúes de 172 MW en la provincia de Santa Fe, en asociación con Renova – productor de aceite y crushing de soja - que se encuentra en operación desde 2019 y a plena capacidad completa desde 2021, con alto factor de disponibilidad y despacho.

• Cierre de Ciclo por 125 MW adicionales con unidades turbo vapor en la Central Térmica Modesto Maranzana, en Córdoba. Este proyecto se encuentra en desarrollo avanzado para incorporación a mediados de 2024.

• Cierre de Ciclo por 150 MW en unidades turbo vapor en la Central Térmica Ezeiza en Buenos Aires, en proceso de finalización inminente a inicios de 2024. En esta central se adicionó una TG de 50 MW en diciembre 2023 y se encuentra próximo a inicios de ensayos la TV de 100 MW.

Adicionalmente el Grupo Albanesi desarrolla un proyecto de cogeneración de 108 MW en arroyo Seco, en la provincia de Santa Fe.

Infraestructura Eléctrica

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

Ciudad de Buenos Aires-Gran Buenos Aires-Litoral (en Litoral incluimos Salto Grande).
Comahue.
Noreste.

Otros centros de generación relevantes son el Noroeste, y crecientemente el sur de la provincia de Buenos Aires.

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 Cuyo, Noroeste en Salta, Centro y Gran Buenos Aires. Durante la Administración del 2002 al 2015 se realizaron grandes inversiones en una expansión del sistema de transmisión eléctrico en 500 kV con tendido periférico de líneas de extra alta tensión en 550 kV:

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

En la Administración del 2015 al 2019 no se realizaron nuevas líneas de transmisión eléctrica de extra alta tensión, ni tampoco en la Administración 2020-2023 debido a la restricción financiera del país y la incertidumbre regulatoria. La inversión se concentró en subestaciones eléctricas y líneas de transmisión de menor tensión, para reforzar abastecimiento a ciertas regiones del país como el Noreste, Noroeste, y la provincia de Buenos Aires, o para dar acceso a ciertos proyectos eólicos y solares que saturaron la capacidad libre de acceso a la transmisión eléctrica.

A pesar de anuncios tras un inédito black out total el 16 de junio de 2019 que afectó a todo el país y países vecinos, la Administración que asumió en diciembre 2019 no logró concretar la construcción de nuevas líneas de transmisión que se intentaron licitar en 2019, ni un anunció de una gran nueva subestación en el acceso al Gran Buenos Aires con empresas de China, tras los cortes de suministro en CABA-GBA en enero 2022.

La nueva Administración indicó que las nuevas inversiones en trasmisión eléctrica no serán realizadas por el Estado Nacional sino por inversores privados mediante esquemas de iniciativas privadas, cuya reglamentación y seguridad regulatoria deberá ser aun establecida y detallada.

Es necesario construir líneas que alivien la congestión que sitúa al límite a las líneas existentes en el eje Centro-Litoral-GBA, y líneas más cortas en Buenos Aires y Santa Fe. Asimismo, si la Administración decidiera que el sistema debe continuar incorporando nuevas unidades de origen renovable, será imprescindible ampliar o construir nuevas líneas de transmisión desde la Patagonia, o desde el sur de Buenos Aires, o desde Cuyo y Noroeste, ya que la capacidad actual es insuficiente para absorber esa nueva oferta. Algunas unidades de generación renovable no pueden despachar simultáneamente con unidades termoeléctricas por insuficiente capacidad de transmisión en líneas del Noroeste o Patagonia.

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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 –, se sustentó en el suministro termoeléctrico en las últimas décadas, acompañado con un leve incremento de la oferta hidroeléctrica por la incorporación de la etapa final de la Central Hidroeléctrica Yacyretá desde el 2006. Desde 2017 se incorpora la generación renovable, con relevancia creciente.

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La oferta hidroeléctrica varía considerablemente entre los diferentes meses del año, y entre diferentes años influida por períodos de sequía: 2021 fue el año de menor aporte hidroeléctrico desde 1993 extendiendo la reducción de oferta hasta el invierno 2022, en que parece haberse modificado el patrón de bajos aportes. 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 participación del sector hidroeléctrico desde el invierno 2009 hasta inicios de 2010 – hasta 50% -, marcó el máximo para esta fuente, inusual en la Argentina. Esto naturalmente redujo la importación de combustibles para generación térmica. Aquella situación excepcional de oferta hidroeléctrica no se repitió, y por el contrario se verificaron años con sequías pronunciadas que encarecieron el suministro eléctrico.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

2017 y 2018 contaron con buen aporte hidroeléctrico, reduciéndose desde 2019 en 11,5%, y 17,7% adicional en 2020. La sequía simultánea en Comahue, Noreste, y Cuyo en 2021 produjo una reducción de 17,1% en 2021 (39,6% menos respecto a 2018). La sequía extendida hasta mitad de 2022 tuvo una mejora en los últimos meses con recuperación interanual 29,6% en 2022. En 2023 la mejora hidroeléctrica se consolidó con otro incremento de 29,6% sobre el 2022.

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La demanda de energía eléctrica mostró entre 2016 y 2020 un desaceleramiento de la tendencia de crecimiento, por incrementos tarifarios y bajo crecimiento económico. La tendencia se profundizó en 2019 con temperaturas invernales moderadas y crisis económica. Durante 2020, la contribución de exportaciones a Brasil en los últimos meses llevó a un repunte de 1,2% respecto a 2019, con la demanda del mercado interno reducida por efectos del aislamiento sanitario.

La demanda interna bruta de electricidad se redujo 3,0% en 2019, y 0,9% en 2020, con fuerte recuperación de 4,9% en 2021 y 4,2% en 2022. La reactivación económica desde 2021 llevó a una expansión de la demanda interna importante que se extendió hasta inicios de 2023. En 2023, el desaceleramiento económico y temperaturas más templadas llevaron a una reducción de la tasa interanual a 1,5%.

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==> picture [282 x 176] intentionally omitted <==

La tendencia de largo plazo muestra morigeración de la demanda de electricidad en períodos de caída de la economía como 2016, 2018, 2019 o 2020, con influencia de los ajustes tarifarios que se implementaron hasta febrero 2019 para mejorar parcialmente la cobertura del costo de abastecimiento eléctrico. En 2020 el efecto de las medidas para controlar la pandemia COVID 19 produjo una reducción de demanda en segmentos industrial y comercial. Probablemente el inicio de 2024 muestre reducción importante en la demanda eléctrica, por menor actividad económica, ajustes tarifarios, y menores temperaturas en marzo respecto al extraordinario marzo 2023.

La correlación entre evolución del PBI y demanda eléctrica muestra dispersión, aunque puede concluirse que ante reducción fuerte del PBI la demanda eléctrica se reduce 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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==> picture [279 x 169] intentionally omitted <==

CAMMESA divide a la Argentina en Regiones que presentan características similares desde el punto de vista de la demanda, de características socio-económicas, y de integración de cada subsistema eléctrico. La demanda se localiza concentrada en el área CABA-Gran Buenos Aires-Litoral, que representó 62,2% de la

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demanda eléctrica total del país en 2021 y 62,0% en 2022 al reabrirse actividades principalmente en el Gran Buenos Aires en 2021 y 2022.

Nuestra estimación para 2023 muestra variaciones menores con un estimado de 61,8% en la región central del país, con alto crecimiento en regiones como Noroeste, y Noreste superiores al resto de las regiones. Los cambios de la presente estructura no serán materiales en el futuro, por lo que las inversiones de abastecimiento eléctrico se concentrarán en las regiones GBA-CABA-Litoral.

DEMANDA ENERGÍA POR REGIÓN NETA DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN - 2022	DEMANDA ENERGÍA POR REGIÓN NETA DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN - 2022	DEMANDA ENERGÍA POR REGIÓN NETA DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN - 2022	DEMANDA ENERGÍA POR REGIÓN NETA DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN - 2022
REGIÓN	GWh/año DISTRIBUCIÓN	VARIACIÓN 2022/2021	VARIACIÓN 2022/2020
CABA-GBA	51,931 37.4% 37.4%	1,280 2.5%	3,545 7.3%
Litoral	16,992 12.2% 49.7%	530 3.2%	1,647 10.7%
Buenos Aires	17,059 12.3% 62.0%	879 5.4%	2,585 17.9%
Centro	12,422 9.0% 70.9%	830 7.2%	1,336 12.0%
Noroeste	11,300 8.1% 79.1%	604 5.6%	867 8.3%
Cuyo	8,497 6.1% 85.2%	500 6.3%	549 6.9%
Noreste	10,013 7.2% 92.4%	173 1.8%	408 4.2%
Comahue	5,082 3.7% 96.1%	163 3.3%	265 5.5%
Patagonia	5,465 3.9% 100.0%	-78 -1.4%	253 4.8%
TOTAL	138,761 100.0% 100.0%	4,881 3.6%	11,454 9.0%

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==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

==> picture [412 x 206] intentionally omitted <==

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DEMANDA ENERGÍA POR REGIÓN NETA DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN - 2023
REGIÓN GWh/año DISTRIBUCIÓN VARIACIÓN 2023/2022 VARIACIÓN 2023/2021
CABA-GBA 52,961 37.6% 37.6% 1,030 2.0% 2,310 4.6%
Litoral 16,933 12.0% 49.6% -59 -0.3% 471 2.9%
Buenos Aires 17,115 12.1% 61.8% 56 0.3% 935 5.8%
Centro 12,486 8.9% 70.6% 64 0.5% 894 7.7%
Noroeste 11,798 8.4% 79.0% 498 4.4% 1,102 10.3%
Cuyo 8,422 6.0% 85.0% -75 -0.9% 425 5.3%
Noreste 10,480 7.4% 92.4% 467 4.7% 640 6.5%
Comahue 5,141 3.6% 96.1% 59 1.2% 222 4.5%
Patagonia 5,546 3.9% 100.0% 81 1.5% 3 0.1%
TOTAL 140,882 100.0% 100.0% 2,121 1.5% 7,002 5.2%
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En 2020, la se redujo la demanda bruta interna 1,0% pese al congelamiento tarifario, debido a las restricciones y aislamiento. La caída económica de 9,9% impactó en el ritmo de incremento de demanda. En 2021, se produjo una fuerte reversión de la demanda bruta interna en 4,9% con congelamiento tarifario y reactivación económica. En 2022 se extendió el crecimiento de la demanda eléctrica en el mercado interno en 4,2%, con cierta disminución de las tasas en los últimos meses del año. La incidencia de alta temperatura en febrero y marzo 2023 pero moderadas en el invierno 2023, sumado al deterioro de la actividad económica a fin de 2023 llevó la tasa de crecimiento de demanda bruta a una disminución interanual de 1,5% en 2023.

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La evolución de la demanda de energía se advierte en la variación del promedio móvil de doce meses, que muestra la inercia del proceso hasta mitad de 2019, incipiente recuperación posterior, renovada caída por efecto del aislamiento social de 2020 hasta inicios de 2021, y fuerte recuperación hasta inicios de 2023. Consideramos que el crecimiento visto se revertirá en el inicio de 2024 al menos hasta el invierno.

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El aislamiento de 2020 llevó a reducciones interanuales inusuales de dos dígitos, y no debidas a la influencia de temperaturas de invierno o de verano. La reversión desde mitad de 2021 se advierte con nuevos registros interanuales de más de 10% y hasta 15% en el invierno 2021. Por el contrario, en 2023 se revierten estas tasas de crecimiento y se muestran registros negativos.

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En 2019 se produjo una reducción de 2,9% en la demanda anual de energía eléctrica. El segmento de demanda eléctrica Residencial se contrajo 2,6% en 2019, tras expansión de 2,0% en 2018, influido por las temperaturas de invierno y de verano. En 2020 se registró un fuerte aumento de 8,1% por el congelamiento tarifario y el aislamiento social, con más personas en sus domicilios. En 2021, el consumo eléctrico del segmento Residencial aumentó 1,3% a pesar de menor número de personas en sus domicilios, impulsado por reactivación económica y congelamiento tarifario. En 2022 el consumo Residencial aumentó 3,9% con congelamiento tarifario y meses de alta temperatura al inicio del año, y frío en mayo y junio. En 2023 la demanda Residencial aumentó 3,4% impulsada por los extraordinarios incrementos interanuales bajo las olas de calor de febrero y marzo 2023.

En 2019 la tendencia de demanda eléctrica del segmento Comercial y PyMEs se acentuó en 3,2% inferior, con una recesión económica fuerte en este sector. En 2020 se registró una fuerte contracción de 5,3% por la grave crisis económica y aislamiento, con reversión parcial de 4,5% en 2021 y mayor aun en 5,1% en 2022. La desaceleración económica llevó el registro de 2023 a un incremento anual de solo 1,0%.

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En 2019 la tendencia recesiva se acentuó, con contracción anual de 3,8%. En 2020 se registró una fuerte contracción de 11,3% por la crisis económica, con recuperación desde fin de año al comparar con los meses de 2019. En 2021 la reversión fue muy importante en 13,2% situando el consumo de este segmento por sobre el fin

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de 2019. En 2022 la recuperación continuó con dinamismo, acumulando una expansión anual de 1,8%. La fuerte contracción de actividad de fin de año llevó el registro de 2023 a 1,1% inferior.

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El crecimiento de la demanda de energía desde los años 2000, incrementó 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 especialmente de la tarde en días de verano. A fin de minimizar los riesgos de cortes intempestivos al segmento residencial y comercial, se recurrió entre 2007 y 2014 a restricciones consensuadas al consumo de grandes industrias, como por ejemplo en los inviernos 2010 y 2011 –sin llegar a los niveles extraordinarios del invierno 2007-, 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 días de verano ni de invierno 2015 fueron necesarias restricciones, aunque se produjeron interrupciones forzadas de suministro por inconvenientes en distribución eléctrica.

En febrero 2016, la elevada demanda eléctrica residencial y comercial por temperaturas elevadas, originó cortes programados e intempestivos en la distribución eléctrica, que CAMMESA estimó en 1.000 MW. En el 2017 la demanda se moderó y fue menor a la disponibilidad del sistema de generación, por mayor oferta disponible y temperaturas moderadas. En 2018 se superó el récord de demanda de potencia en febrero, atendido sin contratiempos con disponibilidad local y sin necesidad de importaciones. En el inicio de 2019, las temperaturas elevadas impulsaron la demanda de potencia, atendida con reservas suficientes. En 2020, el excedente de generación disponible permitió atender un nuevo récord de demanda de potencia sin problemas, con excedentes importantes y mínimas interrupciones forzadas a nivel de distribución. La situación de 2021 permitió satisfacer la demanda máxima de potencia de fin de enero con excedentes suficientes, y también la de invierno. En el inicio de 2022 se presentó una ola de calor aguda en la región central del país, que llevó la demanda máxima de potencia a nuevos récords que fueron superados el 6 de diciembre de 2022. La satisfacción de esta demanda en enero 2022 fue compleja y se registraron cortes a nivel de distribución y transmisión en el Noreste, y en líneas de subtransmisión en la provincia de Buenos Aires. En marzo 2023 una inusual ola de calor en todo el país llevó a máximos de abastecimiento con restricciones del orden de 300 MW en el día de máxima demanda. En 2024 no existieron problemas relevantes en el abastecimiento de nuevos récords de demanda de potencia.

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En ningún invierno del 2015 al 2023 se marcaron registros máximos de potencia. 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. Como se indicó, el 14 de enero de 2022 se superó largamente el récord de consumo efectivo de potencia eléctrica con 28.231 MW, aunque probablemente se hayan producido cortes del orden de 1.000 MW alrededor de las 15 hs en que se registró la mayor demanda. En las olas de calor de diciembre 2022, y febrero y marzo 2023 se superaron sucesivamente máximos de consumo de potencia.

En cuanto a demanda de energía diaria para un día hábil, se llegó a 526,3 GWh el 24 de febrero de 2017. Este registro se superó el 8 de febrero de 2018 con 543,0 GWh, y el 29 de enero de 2019 con 544,4 GWh. El 14 de enero de 2022 y pese a cortes en el país, el consumo de energía diaria máxima en un día hábil llegó a 575,9 MWh. Igual que con la potencia, en las olas de calor de 2023 se superaron máximos de consumo diario de energía, y el 1º de febrero de 2024 se alcanzó un nuevo máximo sin cortes de 597,7 GWh/d.

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

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Como se explicó previamente, 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 en invierno, la capacidad efectiva de generación encuentra limitaciones de diferente índole.

El parque de unidades TV de las centrales más importantes localizadas en CABA y la provincia de Buenos Aires, posee décadas de funcionamiento y alto consumo especifico, que se procuró reemplazar incorporando nuevos ciclos combinados y plantas de cogeneración -como los proyectos en que participa el Grupo Albanesi-, y centrales de fuentes renovables. Se estima que pese a la existencia de 4.251 MW nominales de generación TV reportada por CAMMESA, solo puede contarse para despacho regular en el orden de 1.200 MW en forma simultánea y sostenida a lo largo de días de exigencia. No obstante, la obsolescencia y alto consumo especifico relativo, es probable que estas unidades continúen despachadas inclusive en forma forzada en días de alta demanda para abastecer la demanda dentro de la Ciudad de Buenos Aires, donde no es posible instalar grandes líneas de transmisión eléctrica para llevar suministro a consumidores. Algo similar ocurre con algunas unidades TG en ciclo abierto y motores diésel, que por distintas causas poseen disponibilidad inferior a la nominal. Las unidades bajo los Programas Energía Distribuida de ENARSA en base a gas oil comenzaron a retirarse al finalizar los contratos a término con los que contaban para sus ingresos, y baja remuneración para ventas spot.

Las políticas de incorporación agresiva de nueva potencia entre 2016 y la crisis de 2018, tuvieron resultados positivos en la atracción de capital para las inversiones. El incremento de indisponibilidad de unidades térmicas que llegó a 35,2% el 14 de enero y algo superior en diciembre 2022 y marzo 2023 de máxima demanda, muestra un desvío considerable respecto al promedio del orden de 18-20% de años previos con mejora parcial en 2023. El proceso inflacionario y devaluatorio de los últimos años no fue compensado con ajustes acordes den las remuneraciones para las unidades sin contratos a término.

El porcentaje indisponible del parque hidroeléctrico es menor al térmico. La reparación del daño de Yacyretá se encuentra en su fase final de reparación de sus 20 turbo grupos. En el parque nuclear la indisponibilidad histórica es alta, con mantenimientos periódicos a realizar en sus unidades. La CN Embalse que retornó a operación en febrero 2019 sí muestra evolución 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 encontró afectada desde noviembre 2018 con breves reingresos hasta que en 2021

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retornó a operación, aunque con limitación del 70% de su potencia útil. En el fin de 2021 y en 2022, la central debió salir de operación nuevamente hasta fin de 2023.

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La disponibilidad de combustibles en meses de invierno es un factor limitante en la disponibilidad, que se suma a la indisponibilidad técnica por mantenimientos o roturas. Los costos y logística para suministrar fuel oil, gas oil y carbón en sustitución del gas natural, son ítems relevantes para la disponibilidad.

En diciembre 2019, el Ministerio de Producción emitió una Resolución concentrando todas las adquisiciones y asignaciones de combustibles a las centrales termoeléctricas, desactivando la firma de contratos entre generadores y proveedores de gas especialmente. En 2020, 2021 y 2022, el sistema operó con CAMMESA concentrando casi la totalidad de las adquisiciones de gas y combustibles y transporte. La nueva Administración explicitó que esa decisión concentrada en CAMMESA será modificada traspasándose las obligaciones a las

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empresas generadoras, de un modo que aún requiere detalles y avances concretos con aspectos contractuales y de implementación práctica relevantes.

Ante la insuficiencia de gas en meses de invierno, se consumieron combustibles alternativos para generar energía eléctrica con costos que en ocasiones superaron 250 USD/MWh hasta el invierno 2014, tras el cual se produjo una fuerte caída de precios internacionales de productos energéticos, que permitió reducir los costos de generación termoeléctrica. La mayor disponibilidad de gas local con precios en reducción desde 2017, permitió una mejora en estos costos de generación. En 2020 la nueva reducción de precios internacionales permitió superar la menor oferta de gas local con costos moderados. Sin embargo, esta situación favorable comenzó a revertirse a fin de 2021 por el incremento de precios de combustibles y especialmente de LNG hacia el fin del año, sumado al requerimiento de mayor consumo de combustibles para abastecer la demanda eléctrica por la menor oferta hidroeléctrica.

Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica Comercial

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COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Gas Natural (MMm3/año) 8,163 9,617 10,044 11,012 11,976 13,110 12,616 11,576 12,675 13,998 13,915 14,349 14,421 15,605 17,117 18,040 17,209 16,292 16,361 14,217 13,944
Gas Oil (m3/año) 14,235 75,791 51,843 95,887 763,381 870,538 975,393 1,670,909 2,021,726 1,821,184 2,593,311 1,799,266 2,356,281 2,352,279 1,397,308 874,280 403,879 852,526 2,024,513 2,435,079 1,300,226
Fuel Oil (tn/año) 105,463 828,973 1,130,594 1,548,527 1,897,076 2,346,662 1,602,534 2,262,663 2,569,142 2,857,279 2,233,211 2,717,285 3,084,248 2,634,138 1,286,119 565,173 185,592 579,841 748,051 1,112,659 673,656
Carbón (tn/año) 71,373 351,573 626,685 581,702 589,352 803,420 795,738 873,896 998,896 966,575 851,278 1,004,376 932,349 726,295 653,617 657,317 221,842 474,988 865,711 777,025 520,633
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El Costo Monómico de generación de CAMMESA se traslada desde 2018 como precio efectivo únicamente a grandes consumidores del segmento Industrial. El traslado es solo parcial a los segmentos de consumidores Residenciales y Comerciales y PyMEs, a pesar de los incrementos dispuestos para el Precio Estacional de la Energía entre febrero 2016 y 2019. La devaluación de la moneda retrasó la recuperación efectiva de costos de generación en el sistema desde febrero 2019 en que se volvió a congelar el Precio Estacional y tarifas finales a consumidores residenciales, comerciales y PyMEs sin reflejar el incremento de costos en dólares y en pesos. Este congelamiento nominal en pesos del Precio Estacional se extendió desde diciembre 2019 por disposición de la denominada Ley de Solidaridad, prorrogada en numerosas oportunidades durante el 2020 hasta 2022.

En el inicio de 2022 se realizó una Audiencia Pública que incrementó moderadamente en pesos el Precio Estacional de la energía eléctrica para abril-octubre 2022. A fin del año se aprobaron nuevos incrementos a grupos variables de consumidores, con retiro de subsidios a la categoría N1 de ingresos altos, representando aproximadamente 33% de los consumidores residenciales de electricidad, con el fin de reducir el déficit fiscal. En 2023 no se realizaron nuevos ajustes relevantes debido al proceso eleccionario.

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Desde enero 2021 la vigencia del denominado Plan Gas.Ar dispuso que CAMMESA contratara gas a término con precios promedio a lo largo del año – más elevados en meses de invierno, con menores volúmenes - en el orden de 3,5 USD/MMBTU hasta diciembre 2024, que como se detalló fueron extendidos hasta diciembre 2028.

La reducción relevante en precios internacionales del petróleo y combustibles influyó en una reducción de costos de abastecimiento eléctrico entre fin de 2019 y 2021. En 2021 se produjo una reversión marcada en esta tendencia, incrementándose el déficit económico-financiero de CAMMESA que toma a su cargo el costo de combustibles. CAMMESA reporta en detalle el balance económico-financiero mayorista del sistema de abastecimiento eléctrico en sus informes mensuales. En 2022 el déficit fue creciente debido al alto costo de importación de combustibles, que se moderó en 2023.

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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 un despacho termoeléctrico elevado, con consumo de combustibles fósiles con predominancia del gas que superará limitaciones logísticas al expandirse la red de gasoductos troncales, disminuyendo el costo de abastecimiento.

El avance de fuentes renovables incidió moderadamente en el despacho termoeléctrico entre 2020 y 2022, debido a que la reducción hidroeléctrica propulsó el despacho termoeléctrico para satisfacer la demanda. En 2023, la reversión de la baja oferta hidroeléctrica influyó en el bajo despacho termoeléctrico. 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.

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Entre 2020 y el invierno de 2022, la sequía que afectó el caudal de los ríos del Sudeste y Sur de Brasil influyó en la disponibilidad de la central Yacyretá. 2023 muestra valores de aporte hidroeléctrico superiores a los históricos, y el inicio de 2024 alguna reducción en los aportes.

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La situación hídrica sobre el río Uruguay aún no se modificó, aunque existieron meses positivos en el segundo semestre 2022 en la CH Salto Grande. El inicio de 2023 tuvo valores de aporte hidroeléctrico mínimos en esta central, con recuperación marcada posteriormente.

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No existen centrales hidroeléctricas en construcción a excepción de las dos represas hidroeléctricas de punta en el río Santa Cruz, que aún demandarán algunos años en finalizar su construcción completa, y la necesidad de una nueva línea de transmisión eléctrica desde Santa Cruz hasta Buenos Aires.

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La posibilidad de firmar contratos de largo plazo con productores de gas por parte de las centrales termoeléctricas, quedó suspendida con la Resolución 12/2019 de la nueva Administración, que solo permite tal posibilidad a CAMMESA.

El despacho efectivo de los Ciclos Combinados se realiza en función del combustible del que disponen – con interrupción de gas natural en invierno para algunas plantas, con suministro centralizado de CAMMESA –, en tanto las unidades TV y TG presentan alta indisponibilidad. Los costos derivados de la mayor generación termoeléctrica con consumo de combustibles líquidos, incrementa el gasto general de generación del sistema eléctrico como se ve en el gráfico en pesos corrientes publicado por CAMMESA.

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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 USD/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 en que el Gobierno decidió incrementarlos a 4,50 a 5,2 USD/MMBTU dependiente 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. Estos precios se recuperaron desde 2021 con estabilidad en 2022 y 2023 por efecto del Plan Gas.Ar.

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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 importante Resolución 1281/2006 conocida como creadora del régimen de “Energía Plus”. Esta importante 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 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 GEMSA, 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

Complementando la Resolución 1281/2006, la Secretaría de Energía publicó el 18 de enero de 2007 la importante Resolución 220, por 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. De este modo, se establece que numerosos proyectos de inversión en los cuales participaba Energía Argentina S.A. – 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.

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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 GEMSA y Generación Independencia S.A., entre otras empresas en las que participa el Grupo 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. ENARSA 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 Secretaría 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.

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 Coro 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

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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 incluye norma recursos adicionales 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 del 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.

Resolución 22/2016

El 30 de marzo de 2016 se publicó la Resolución 22/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica 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 y 482/2015, anteriormente detalladas. Los ajustes fueron considerables en algunos segmentos, y el Gobierno 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 se emitió la Resolución SEE 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 SE 6/2016

La Resolución SE 6/2016 emitida 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

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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.

La Resolución SE 7/2016 reguló los aumentos del precio estacional de la electricidad a través de instrucciones al ENRE estableciendo los horarios de tarifas de Edenor y Edesur. El ENRE emitió la Resolución SEE 1/2016 con el nuevo calendario de tarifas aplicable a Edenor y Edesur, aumentando las tarifas, y derogó el Plan de Uso Racional de la Energía. Resoluciones similares se aprobaron en febrero de 2017 y cada seis meses hasta 2019.

Resolución 21/2016

La Resolución SEE 21/2016 ofreció incentivos para la instalación de nueva capacidad de generación de energía, al ofrecer contratos de compra de energía CCEE denominados en dólares, con pagos de capacidad fija y pagos de suministro variables vinculados a costos de generación, para la capacidad de generación de energía recién instalada que alcanza las operaciones comerciales. Los CCEE recientes de los generadores termoeléctricos fueron adjudicados en virtud de la Resolución E 21/2016, en virtud de la cual la Secretaría de Energía Eléctrica estableció un procedimiento de licitación para la venta de nueva capacidad de generación a CAMMESA para los períodos de verano 2016/2017, invierno 2017, y verano 2017/2018. La 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 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 ingresado a 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 está denominada en dólares por MW al mes y en dólares de los Estados Unidos 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 suministrarlo por CAMMESA, y 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 Secretaría de Energía Eléctrica el 27 de enero de 2017 fue una orden muy relevante que regulaba los pagos para generadores anteriores o nuevos generadores que vendían electricidad al mercado spot. Se ofrecieron 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 estadounidenses, y un pago de energía cuando se despacharan.

Se invitó a las empresas a ofrecer potencia disponible para los periodos 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.

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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 estadounidenses, 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 Acuerdos de Compra de Energía 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 de RenovAr para plantas de energía renovable.

Resolución 287-E/2017

La Resolución 287-E/2017 emitida por la Secretaría de Energía Eléctrica el 10 de mayo de 2017, solicitaba ofertas de nueva capacidad de energía que cerraran ciclos termoeléctricos abiertos o proyectos de cogeneración por diferentes inversores interesados y compañías eléctricas. El objetivo de la Resolución 287E/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 de Secretaría de Energía el 31 de julio de 2018 encomendó al Subsecretario de Electricidad que implementara procedimientos para asegurar la disponibilidad de gas natural para la generación de energía. Estableció precios máximos de referencia del gas 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 LNG a precios potencialmente más altos que los precios máximos de referencia.

Resolución 70/2018

La Resolución 70/2018 emitida por el Secretario 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 Energías Renovables y Electricidad el 28 de febrero de 2019, reemplazó formalmente la Resolución 19/2017 emitida por el ex Secretario de Energía Eléctrica a partir del 1 de marzo de 2019. La Resolución 1/2019 mantuvo el concepto de capacidad de energía garantizada para ser comprometida por los generadores de energía, pero introdujo diferencias entre los trimestres que indican una reducción en los pagos en dólares estadounidenses para los meses del valle del año como de marzo a mayo, o de septiembre a noviembre. Los pagos sobre la capacidad se redujeron aún más para el despacho de plantas con factores de utilización más bajos. Los pagos de la energía real enviada al mercado se incrementaron en función del tipo de combustible, con pagos más altos asignados al consumir gasóleo, petróleo residual, carbón distinto del gas natural.

Resolución 12/2019

La Resolución 70/2018 fue revertida por la Resolución 12/2019. 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

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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.

Reorganización sectorial

Desde la asunción de la Administración Macri en 2015, el sector energético se mantuvo en el centro de la atención pública y de las decisiones del Gobierno, como un medio para procurar normalizar los desequilibrios financieros y fiscales de la economía.

El Gobierno inició su gestión creando un Ministerio de Energía y Minería con una estructura de cuatro Secretarías de Estado y un conjunto de Subsecretarías y Direcciones Nacionales en las que se designaron profesionales con experiencia en los distintos campos del Sector Energético.

La readecuación tarifaria de gas y electricidad implementada desde 2016 hasta 2019, enfrentó la oposición de dirigentes políticos y de diferentes consumidores, que se reflejaron en reclamos legales y judiciales que demoraron la aplicación de ajustes hasta impedir la continuación de estas políticas. Este proceso derivó en oposición política y en 2018, la devaluación del peso y el proceso inflacionario agudizaron las críticas. Esto llevó a modificaciones de ministros en junio 2018, y una posterior reorganización ministerial que retrotrajo al ex Ministerio de Energía y Minería a una Secretaría de Gobierno de Energía desde agosto 2018.

En diciembre 2018 se produjo un nuevo cambio de autoridad y fue designado como Secretario de Gobierno de Energía el Lic. Gustavo Lopetegui, quien se había desempeñado como Vicejefe de Gabinete hasta agosto 2018. Las designaciones de funcionarios del área eléctrica como de otras dependencias del Sector Energético, mantienen la tesitura de designar a profesionales con experiencia.

La situación en 2019 se agravó por sucesivas devaluaciones de la moneda y cambios regulatorios, ingresando en un nuevo congelamiento de tarifas de gas y electricidad que implica similar comportamiento en el Precio Estacional de la Electricidad.

Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública

La nueva Administración que asumió en diciembre 2019 aun no introdujo nuevas medidas, más que la denominada Ley de Solidaridad 27.541 aprobada en diciembre 2019, que estableció un congelamiento de 180 días en tarifas de gas y electricidad, que se trasladó en un congelamiento de la remuneración de unidades de generación anteriores al 2016.

Esta Ley también ordenó la intervención de los Entes Reguladores – entre ellos el de la electricidad – ordenando el inicio de la Revisión Tarifaria Integral, que, pese al plazo establecido y sucesivas renovaciones, no fue iniciada.

Resolución 31/2020

La Resolución 31/2020 del 27 de febrero 2020 sucedió a la Resolución 1/2019, estableciendo un nuevo esquema de remuneración a los generadores eléctricos que no mantuvieron Contratos a Término con CAMMESA, de modo retroactivo desde el 1° de febrero de 2020.

La Resolución SE 31/2020 reduce los pagos a generadores de energía eléctrica sin contratos a término, pesificar los valores de los diferentes servicios, y establece una metodología de ajuste de los mismos. La Resolución 31 también introduce pagos adicionales a generadores, tanto térmicos como hidroeléctricos, que mitigan la reducción de montos reconocidos en concepto de Precio Base de la Potencia.

• La Resolución SE 31/2020 se aplica a todas las unidades generadoras que no están bajo las diferentes modalidades de contratos CCEE con CAMMESA.

• La Resolución SE 31/2020 adopta un tipo de cambio de 60 AR$/USD como referencia para convertir varios de los pagos en USD prevalecientes hasta la fecha de emisión de la norma, incluidos y detallados en la Resolución 1/2019 de enero 2019.

Este valor resultó ser muy inferior al prevaleciente desde la fecha misma de emisión de aplicación de la Resolución 31, y más aún a inicio de 2021.

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• Los valores de los pagos se determinan en pesos, y se ajustarían mensualmente a partir del tercer mes de validez de la Resolución 31, con fecha de inicio retroactiva a febrero de 2020.

Este punto no fue cumplido hasta el momento y fue modificado de algún modo por la Resolución 440/2021. Los reclamos de parte de los generadores afectados no fueron satisfechos por la Secretaría de Energía.

• Este ajuste de los valores se basa en una formula objetiva que ponderaría el 60% del índice del IPC del INDEC, y el 40% del IPIM. Se trata de un cambio importante respecto a la Resolución 95/2013 que ajustaba los montos anualmente con una evaluación discrecional.

• Otra modificación importante es que los generadores térmicos no podrían adquirir sus propios combustibles, en línea con la Resolución 12/2019 citada previamente. Existe una excepción a este punto, que la constituye el abastecimiento a las unidades generadoras bajo el régimen de la Resolución 287/2017, y la Resolución 220/2007 de Energía Plus, que adquieren sus propios combustibles.

• Mantiene sin cambios los meses y los períodos del año para los que es aplicable la declaración de Disponibilidad Garantizada Ofrecida de Potencia. No obstante, se introduce un cambio conceptual y material importante, al considerarse las primeras 25 horas del mes que requieran mayor necesidad de despacho de unidades térmicas para satisfacer la demanda, y las segundas 25 horas de mayor requisito. Esta determinación horaria se utiliza con el fin de reconocer un pago adicional tanto a unidades térmicas como hidroeléctricas. Cualquier generador que sea despachado durante esas horas, recibirá un reconocimiento adicional en el ítem de Energía.

• La Resolución 31 redujo 45% el Precio Base de la Potencia de generadores térmicos que no declaren Disponibilidad Garantizada Ofrecida de potencia, es decir que operen puramente en el mercado spot sin ningún compromiso sobre la disponibilidad de su potencia.

• Reduce el Precio Base de la Potencia a generadores térmicos que sí declaren Disponibilidad Garantizada Ofrecida de potencia. La reducción es de 14,3% en meses del verano y del invierno, y de 18,1% durante los “meses valle” de baja demanda. Por ejemplo, el Precio Base de la Potencia sería equivalente en Pesos a 6.000 USD/MW-mes durante los meses de verano e invierno, en comparación con 7.000 USD/MW-mes de la R1/2019.

• Se aplica una reducción moderada en el factor para calcular el Precio Base de la Potencia para aquellos generadores que tengan un factor de despacho reducido; para aquellas unidades que posean un factor de despacho mayor a 70%, no existen modificaciones a estos factores.

• Se introduce un pago adicional equivalente en pesos a 625 USD/MW ajustado por un cierto factor, para aquellas unidades que sean requeridas despachar en la citada 25+25 horas. Este pago equivalente a 625 USD/MW al tipo de cambio de 60 AR$/USD se ajusta por un factor de 1,2 en meses de verano e invierno si la unidad se despacha durante las 25 horas del mes más requeridas, y con un factor de 0,6 en las segundas 25 horas más requeridas de aporte térmico. Estos factores de ajuste son 0,2 y 0,0 en “meses de valle”.

• El concepto de pago por la Energía, estará constituido por la energía generada real, más la energía en reserva rotante. No hay cambios en los pagos de la energía real generada en comparación con la R1/2019, que se mantiene al equivalente en pesos de 4 USD/MWh; tampoco hay cambios en el pago de la energía teórica de la reserva rotante operada al equivalente en pesos de 1,4 USD/MWh.

Similares consideraciones se establecen para unidades hidroeléctricas.

Nota NO-2020-24910606-APN-SE#MDP

Esta Nota del 8 de abril de 2020 de la Secretaría de Energía notificó a CAMMESA a no aplicar el ajuste automático de contemplado en la Resolución 31/2020 que proveía que se aplicarían ajustes con una formula objetiva que ponderaría el 60% del índice del IPC del INDEC, y el 40% del IPIM.

De este modo se retomó discrecionalidad en cuanto a la ocasión de los ajustes a realizar por las remuneraciones de estas unidades que despachan al mercado spot, y también sobre la magnitud de las mismas al perderse una formula objetiva que de algún modo reflejaría la evolución de los costos de los generadores sin contratos a término.

Resolución 440/2021

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La Resolución 440/2021 del 19 de mayo 2021 modifica la Resolución 31/2020, manteniendo el esquema de remuneración a los generadores eléctricos que no mantuvieron Contratos a Término con CAMMESA, de modo retroactivo desde el 1° de febrero de 2021.

La Resolución ajusta las remuneraciones determinadas en solo 29% entre febrero 2020 y febrero 2021, pese a la depreciación de la moneda del orden de 45% y la inflación vigente del orden de 48% en Índice de Precios Mayoristas Nivel General y 41% en IPC entre febrero de 2020 y 2021.

La Resolución 440/2021 estableció 30 días a los generadores eléctricos para desistir de reclamos y comenzar a cobrar las nuevas remuneraciones.

El deterioro de ingresos a generadores que ya fue reducido en términos históricos desde febrero 2019 con agravamiento en 2020 y 2021, produjo un incremento severo de la indisponibilidad.

La Resolución 238/2022 de abril 2022 actualizó la remuneración, así como sucesivas Resoluciones 826/2022 de diciembre 2022, y 869/2023 de octubre 2023.

Resolución 1037/2021

La Resolución 1037/2021 estableció un reconocimiento adicional a los generadores en el concepto de Energía Base derivado de las exportaciones realizadas a Brasil por CAMMESA.

Sin embargo, la Secretaría de Energía no definió el modo de instrumentación a los generadores eléctricos, sino que emitió la Resolución 593/2022 por la que decidió asignar la renta incremental para el financiamiento de obras del denominado “Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional” propiciado por el Consejo Federal de la Energía Eléctrica.

La Resolución 606/2023 instruyó a CAMMESA a realizar una operación de crédito del Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista para garantizar la disponibilidad de fondos necesarios para ejecutar la obra de transporte de gas “Proyecto De Reversión Del Gasoducto Norte – Obras Complementarias Al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner”.

Resolución 238/2022 y 826/2022

Ante la gravedad de la situación operativa de unidades de generación sin contratos a término, la Secretaria de Energía aprobó la Resolución 238/2022 en abril 2022, que ajustó parcialmente y de modo inferior a la evolución inflacionaria, las diferentes remuneraciones a estos generadores.

La situación desfavorable de incremento marcado de indisponibilidad, llevó a que en diciembre 2022 se aprobara la Resolución 826/2022 que estableció un reconocimiento adicional a los generadores que venden su energía al mercado spot, manteniendo la estructura creada por la Resolución 31/ 2020.

Resolución 961/2023

La Secretaría de Energía por una Nota a CAMMESA la instruyó a suspender el proceso de firma de los contratos de los proyectos adjudicados de la convocatoria Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf) de Resolución 936/2024, que habían sido licitados para sumar 3.340 MW de potencia.

Resolución 9/2024

La nueva Administración expresó en varias oportunidades su preocupación en actualizar la remuneración de las unidades de generación sin contratos en el contexto inflacionario y de devaluación.

La nueva Administración emitió la Resolución 9/2024 el 7 de febrero 2024 estableciendo nuevos valores transitorios “de aplicación excepcional y hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo”.

Los fundamentos de esta norma son de máxima importancia hacia el futuro, ya que explícitamente indica que estos ajustes son provisorios y excepcionales en cuanto a la adecuación de los conceptos remunerados, estableciendo que el sistema eléctrico tendrá nuevas reglas de operación que deberán entrar en vigencia no más allá del 1° de julio de 2024.

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Resolución 7/2024

Esta Resolución 7 de la nueva Administración es igualmente relevante que la 9/2024, en el sentido de ajustar el Precio Estacional de la Energía con incrementos sustanciales en el mismo a los consumidores Residenciales N1, al igual que a PyMes de carácter industrial o comercial, al retirar en forma completa los subsidios. No obstante, los mismos se mantienen para todos los consumidores N2 y N3 (en su energía base de 400 KWh/mes) que representan el 65% de los consumidores residenciales, aunque consumen el 74% de la energía de este segmento.

Sin embargo, la importancia radica en la señal de la nueva Administración de reducción acelerada de los subsidios y normalización del funcionamiento financiero del sistema eléctrico.

Resolución 101 y 102/2024

Estas Resoluciones del ENRE bajo la nueva Administración actualizan nuevos márgenes de distribución y tarifas finales a consumidores de diferentes categorías, de las distribuidoras eléctricas EDESUR y EDENOR respectivamente, con fuertes aumentos que constituyen la señal de normalización para este segmento de la cadena de electricidad en el país.

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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 las décadas recientes, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo, altos niveles de inflación y devaluación monetaria, y podría registrarse mayor volatilidad en el futuro. En particular, durante los años 2001 y 2002, la Argentina atravesó una severa crisis política, económica y social que generó una importante contracción económica y condujo a cambios radicales en las políticas gubernamentales que afectaron al sector privado. Para enfrentar la crisis económica de 2001 y 2002 en la Argentina, el gobierno nacional adoptó, entre otras, medidas como el congelamiento de los precios de potencia y el cambio en el marco regulatorio.

De acuerdo con información publicada por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, en 2020, el Producto Bruto Interno (“PBI”) real de Argentina se redujo un 9,9%, principalmente debido a las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para hacer frente a los efectos de la pandemia de COVID-19. En 2021, el PBI real de Argentina creció un 10,3% en relación con 2020. En 2022, el PBI real de Argentina creció un 5,2% en relación con 2021. En 2023, el PBI real de Argentina se redujo un 1,4% en relación con el año 2022. En igual sentido, el relevamiento sobre expectativas de mercado elaborado por el BCRA publicado el 6 de marzo de 2024, denominado Relevamiento de Expectativas de Mercado (“REM”), estimó una inflación del 210,2% anual para 2024. Los analistas proyectaron para 2024 una variación del PBI real de 3,5%, inferior al promedio del año 2023. A su vez, para el año 2025 se espera, un crecimiento promedio de 3,2%. El rendimiento de Argentina en términos del PBI ha dependido en gran medida de los altos precios en los commodities, que son volátiles en el corto plazo, por encima del control del gobierno argentino y el sector privado.

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.

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En el plano político, el 10 de diciembre de 2023 asumió la presidencia de Argentina Javier Milei. El nuevo gobierno enfrenta significativos desafíos económicos y sociales, incluyendo alta inflación y déficit fiscal. Asimismo, el nuevo gobierno no cuenta con mayoría ni en el Senado ni en la Cámara de Diputados, por lo tanto, necesitará realizar alianzas con otras fuerzas políticas para poder llevar adelantes las medidas previstas.

En los días posteriores, el nuevo gobierno impulsó medidas de shock tales como una devaluación del Peso frente al Dólar Estadounidense del 54,2%, llevando el tipo de cambio oficial a los $800. Asimismo, el nuevo gobierno anunció e implementó ciertas reformas con el propósito de desregular la economía. A través del DNU 70/2023, la nueva administración tomó medidas para ajustar las cuentas y las finanzas públicas, derogando y modificando ciertas leyes y decretos. Estas medidas incluyen reformas en el sector público y las empresas estatales, la desregulación de sectores como la salud, la energía, la aviación, el turismo y otras industrias, así como la simplificación de los trámites en el comercio exterior, la flexibilización de las leyes laborales, ajustes en las normas contractuales para facilitar los contratos en moneda extranjera, entre otras. Además, se declara el estado de emergencia en aspectos económicos, financieros, fiscales, administrativos, previsionales, tarifarios, sanitarios y sociales hasta el 31 de diciembre de 2025. Dicho decreto fue rechazado por el Senado de la Nación y se encuentra sujeto a la aprobación de la Cámara de Diputados, que también tiene la facultad de rechazar su validez. Asimismo, cabe destacar que se han dictado algunas medidas cautelares que suspenden los efectos del capítulo IV del DNU 70/2023 en relación con las modificaciones laborales y se encuentran en curso algunas acciones judiciales que cuestionan la constitucionalidad del decreto.

Asimismo, el 27 de diciembre de 2023, el nuevo gobierno presentó al Congreso Nacional el “Proyecto de Ley de Bases y Puntos de Partida para la Libertas de los Argentinos”, que buscaba realizar cambios drásticos en diversas áreas, como la economía, finanzas, fiscalidad, legislación penal, aspectos sociales, seguridad, defensa, aranceles, energía y salud. Dicho proyecto fue tratado en la Cámara de Diputados, pero volvió a comisiones al no contar con la cantidad suficiente de votos para la aprobación de los artículos en particular.

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.

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, 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. De acuerdo con el INDEC, el índice de inflación nacional fue 50,9% en 2021, 94,8% para el 2022 y 211,4% para el 2023. En enero y febrero de 2024, el INDEC registró un aumento del IPC del 20,6% y del 13,2% respecto del anterior, respectivamente. Conforme al REM, el Banco Central anunció que las nuevas estimaciones de inflación para los años 2024, 2025 y 2026 son del 210,2%, 57,9% y 30,8%, respectivamente. La continua devaluación del Peso, así como un ajuste tarifario de los servicios públicos, podrían generar un nuevo aumento de inflación.

Un entorno de altos índices de inflación afecta 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 limita 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 y afectar significativamente los negocios, resultados de las operaciones y la situación patrimonial de las Compañías.

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

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económica. Las tasas de devaluación fueron del 22,1% en 2021, 72,4% en 2022 y 211,4% en 2023, llegando a un tipo de cambio de $808,45 por dólar estadounidense al 31 de diciembre de 2023. Ver “Información Adicional – c) Controles de Cambio” del presente Prospecto.

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 2023, el 97% de 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.

En septiembre 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 anterior administración extendió 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, generando una brecha de aproximadamente 20,4% entre lo que se conoce como “contado con liquidación” y el tipo de cambio oficial al 31 de diciembre de 2023.

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 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” .

No resulta posible prever el plazo de permanencia en vigencia de dichas medidas o si se impondrán restricciones adicionales. El Gobierno Nacional podría mantener, quitar 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.

No se puede predecir el impacto que las medidas que en el futuro adopte el gobierno en la economía del país en su totalidad y en el sector en particular. Un entorno económico internacional menos favorable, la falta de estabilidad, la competitividad del Peso frente a otras monedas extranjeras, la disminución de los niveles de confianza entre los consumidores y los inversores nacionales e internacionales, una mayor tasa de inflación y futuras incertidumbres políticas, entre otros factores, podrían afectan el desarrollo de la economía argentina,

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causar volatilidad en los mercados de capitales locales, sobre la actividad del sector público argentino y, en consecuencia, sobre la actividad de la Compañía.

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 2022, los gastos del sector público nacional alcanzaron un incremento del 70,5%, y el gobierno informó un déficit fiscal primario del 2,4% del PBI. Durante el mes de diciembre de 2023, el sector público nacional registró un déficit primario de $1.991.316,1 millones. Por otra parte, se registró un déficit financiero de $2.400.353 millones, producto del pago de intereses de la deuda pública neto de los intra-sector público, que alcanzó los $409.037 millones.

En los últimos años, el Gobierno Nacional ha recurrido al BCRA y al ANSES para satisfacer parte de sus requisitos de financiamiento. 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.

Frente a esto, el Ministerio de Economía presentó, el 12 de diciembre de 2023, el programa económico de la nueva administración de Javier Milei, el cual establece modificaciones estructurales al régimen económico para revertir la inestabilidad y estancamiento que afecta a la economía argentina. El programa tiene como objetivo eliminar el déficit fiscal y su financiamiento mediante la emisión monetaria del BCRA. Busca alcanzar un equilibrio fiscal financiero en el 2024. Otros de los elementos centrales son la eliminación de regulaciones, restricciones, y la corrección de precios relativos.

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.

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.

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Durante el Gobierno de Mauricio Macri se llegó a un acuerdo con el FMI para una línea de crédito por un monto de US$ 50.000 millones con una duración de 36 meses, bajo la modalidad stand-by. A fines de septiembre de 2018, el Gobierno Nacional llegó a un acuerdo adicional con el FMI, aumentando los recursos disponibles por US$ 19.000 millones hasta fines de 2019 y elevando el monto total disponible en el marco del programa a US$ 57.100 millones hasta 2021.

Con fecha 28 de enero de 2022, el Gobierno Nacional llegó a un acuerdo con el FMI para la refinanciación de la deuda con dicho organismo. Según lo acordado, el FMI refinanciaría la deuda que la Argentina tiene con dicho organismo. A cambio, la Argentina se comprometió, entre otras metas, a reducir el déficit fiscal. Dicho acuerdo ha sido aprobado por la Cámara de Diputados y la Cámara de Senadores, con fechas 11 de marzo de 2022 y 17 de marzo de 2022, respectivamente. El 25 de marzo de 2022, el directorio ejecutivo del FMI aprobó el acuerdo alcanzado con Argentina. Posteriormente, hasta la sexta revisión, correspondiente al trimestre que terminó en septiembre de 2023, el FMI aprobó las revisiones a las metas acordadas con la Argentina y desembolsó fondos a fin de que Argentina pudiera afrontar los vencimientos con dicho organismo. El 10 de enero de 2024, el Gobierno Nacional y el FMI anunciaron que llegaron a un acuerdo respecto de la séptima revisión, correspondiente al trimestre que terminó el 31 de diciembre de 2023. Asimismo, bajo dicho acuerdo se establecieron nuevas metas a cumplir en 2024, entre las cuales se encuentre alcanzar un déficit fiscal del 0,9% del PBI. Dicho fue aprobado por el Directorio Ejecutivo del FMI el 1 de febrero de 2024, lo cual hizo posible el desembolso de aproximadamente US$4.700 millones.

Con fecha 28 de octubre de 2022, el exministro de Economía Sergio Massa anunció que el Gobierno Nacional alcanzó un nuevo acuerdo con el Club de París. Tras el convenio alcanzado, el capital de la deuda a refinanciar fue de U$S1.972 millones, fueron eliminadas las multas e intereses punitorios, la tasa de interés acordada fue de 3,9% en los primeros tres semestres del acuerdo y se incrementaron paulatinamente hasta llegar a 4,5% al final del acuerdo, y los pagos se debieron efectuar desde diciembre del 2022 hasta septiembre del año 2028.

En el supuesto que el Gobierno Nacional no cumpla con los compromisos y metas económicas y fiscales acordadas con el FMI, la Argentina podría verse en situación de default respecto a la deuda contraída y, en consecuencia, su situación financiera y económica podrían verse adversamente afectadas.

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 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

En el pasado el Gobierno argentino ha ejercido un control sustancial sobre 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 COVID-19, el Gobierno Argentino dictó diversas medidas a fin de evitar el deterioro de la economía, incluyendo la congelación de precios de las locaciones y de las tarifas, la prohibición de despidos, e intervenciones tales como la llevada a cabo en junio de 2020, cuando ordenó la intervención temporal del grupo Vicentín S.A.I.C., el cual se encontraba en concurso preventivo. Sin embargo, en fecha 31 de julio de 2020 el Gobierno dispuso la derogación del DNU Nro. 522/2020 que ordenaba la intervención del Grupo Vicentin por 60 días alegando, entre diversas razones, la imposibilidad de conocer el pasivo real de la compañía y los riesgos que implicaría proceder sin dicha información.

Se espera que el nuevo gobierno de Javier Milei disminuya la injerencia estatal en la economía argentina virando hacia una economía de mercado. Si en el mediano plazo estas reformas no se visualizan es posible que la confianza inversora decaiga generando un clima de inestabilidad económica.

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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 salario mínimo vital y móvil ha aumentado en diversas oportunidades. Adicionalmente, se han 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 N° 20.744 y la Ley de Convenios Colectivos de Trabajo N° 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.

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. Estos podrían dar lugar a un incremento en 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 2023 de Transparencia Internacional respecto de 180 países, Argentina ocupó el lugar 98.

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, 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 subsisten hasta la fecha del presente Prospecto, 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

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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 es 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 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. Asimismo, la pandemia provocada por el virus del COVID-19 tuvo un impacto significativo sobre la economía global y las economías de los países de América Latina.

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 los años 2022 y 2023, la Reserva Federal aumentó las tasas de interés en sucesivas ocasiones, siendo anunciado el último aumento el 26 de julio de 2023, por lo cual actualmente las tasas en los Estados Unidos quedaron en un rango de entre 5,25% a 5,5%. Al respecto, estas medidas buscaron amortiguar el rápido aumento de una inflación que en el año 2022 fue de 6,5% en relación con el año 2021, uno de los niveles más altos en ese país en los últimos 40 años. 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 4 de noviembre de 2020, Joe Biden fue elegido presidente de los Estados Unidos junto con Kamala Harris como vicepresidenta, quienes asumieron sus mandatos el 20 de enero de 2021. La expectativa por parte de la prensa y los mercados era que una presidencia de Biden no implicaría cambios radicales en la economía del país. Sin embargo, los altos índices de inflación, los altos precios de la gasolina, la división interna del Partido Demócrata y la polarización política en los Estados Unidos, generaron incertidumbre en cuanto al curso de la economía estadounidense.

En el año 2024 se llevarán a cabo las elecciones presidenciales en los Estados Unidos. La elección general está prevista para el 5 de noviembre de 2024 y entre los posibles candidatos se encuentran el actual presidente de los Estados Unidos, Joseph Biden, y el expresidente Donald Trump. Los eventuales cambios en las condiciones sociales, políticas, regulatorias y económicas en los Estados Unidos o en las leyes y políticas que rigen el comercio internacional podrían generar incertidumbre en los mercados internacionales y pueden tener un efecto negativo en mercados emergentes, como Argentina, lo que podría afectar negativamente las operaciones de las Compañías.

El 10 de marzo de 2023, la Corporación Federal de Seguro de Depósitos de los Estados Unidos (“FDIC”, por sus siglas en inglés) tomó el control de Sillicon Valley Bank. Esto significó la mayor quiebra de un banco estadounidense desde la crisis financiera del 2008. Días antes al cierre del banco, sus autoridades habían anunciado que necesitaban recaudar U$S2.250 millones para cubrir pérdidas, lo que llevó a que sus clientes retiraran depósitos por un monto de U$S 42.000 millones. A fin de evitar que la crisis de confianza en el sistema bancario se extendiera, la Reserva Federal anunció que garantizará todos los depósitos de los clientes del banco. Sin embargo, la falta de confianza en el sistema bancario se extendió, afectando a otras entidades financieras, como Signature Bank, que también fue intervenido por la FDIC, y First Republic Bank, que el 1 de mayo de 2023 fue comprado por JP Morgan & Chase Co. Esta situación no solo afectó a los bancos estadounidenses, sino que también se extendió a Europa. El 19 de marzo de 2023, UBS Group AG acordó comprar a Credit Suisse Group AG por U$S 3250 millones, en un acuerdo con las autoridades suizas para rescatarlo, luego que las acciones de Credit Suisse cayeran un 30% en un día.

Adicionalmente, las dificultades que afrontó la Unión Europea para estabilizar las economías de algunos de sus países miembros tuvieron implicancias internacionales que afectaron la estabilidad de los mercados financieros mundiales, lo que ha obstaculizado las economías a nivel mundial.

Por otro lado, el 24 de febrero de 2022, Rusia invadió Ucrania, iniciando un conflicto bélico entre ambas potencias que continúa a la fecha de este Prospecto, lo cual ha afectado y podría continuar afectando

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económicamente a otros países a nivel mundial, generando aumentos en el precio de los commodities, como el petróleo y el trigo, incremento en la inflación, incertidumbre en el abastecimiento energético y turbulencias en los mercados. Asimismo, si bien por el momento el conflicto es regional, la eventual invasión de Rusia en otros países limítrofes miembros de la Organización del Tratado del Atlántico Norte (OTAN) podría generar que el conflicto escale y se prolongue en el tiempo, todo lo cual podría afectar la economía argentina y repercutir en el negocio, las condiciones financieras o los resultados de las operaciones de las Compañías.

Como respuesta a la invasión, la comunidad internacional ha aplicado fuertes sanciones contra sectores de la economía, empresas, personas, asociaciones deportivas y culturales de Rusia. Muchos países han anunciado el cierre del espacio aéreo a los aviones con bandera rusa. Asimismo, organizaciones no gubernamentales y empresas multinacionales han anunciado desinversiones o desvinculaciones con contrapartes rusas. La Unión Europea ha adoptado una serie de medidas, principalmente económicas, mediante las cuales se prohíbe las importaciones de carbón, hierro, acero, combustibles, petróleo crudo y productos petrolíferos refinados procedentes de Rusia, la prohibición de acceso al Society for Worldwide Interbank Financial Telecommunication (SWIFT), suspensión de los principales canales de radiodifusión, cierre de los puertos de la Unión Europea a los buques de bandera rusa, la prohibición de nuevas inversiones en el sector ruso de la energía, entre otras. Debido a las incertidumbres inherentes a la escala y duración de estos eventos y sus efectos directos e indirectos, no es posible estimar razonablemente el impacto que este conflicto armado tendrá en la economía mundial y sus mercados financieros, en la economía argentina y, en consecuencia, en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operaciones.

Por otra parte, el 2 de octubre de 2022 se llevaron a cabo en Brasil las elecciones presidenciales. En primera vuelta el entonces presidente Jair Bolsonaro, que buscaba la reelección, obtuvo 43,20% de los votos, y el candidato Luiz Inácio Lula da Silva, quien buscaba su tercer mandato, obtuvo el 48,43% de los votos. En segunda vuelta se consagró presidente electo Luiz Inácio Lula da Silva con el 50,9% de los votos, frente a Bolsonaro que obtuvo 49,1%. Ante este resultado, Bolsonaro denunció fraude electoral debido al uso del sistema de voto electrónico. Existe incertidumbre acerca de cómo afectarán las medidas que tome el nuevo gobierno de Brasil a la economía argentina. El comercio exterior argentino es altamente dependiente de la economía brasileña; por lo tanto, un continuo deterioro de la economía de Brasil y de sus relaciones con Argentina podría conducir al deterioro de la balanza comercial de Argentina.

Asimismo, en el mes de octubre de 2023, se desató el conflicto entre Israel y Hamas, en la Franja de Gaza. El movimiento palestino Hamas, que controla la Franja de Gaza hace más de 15 años, realizó una infiltración a través del militarizado límite con Israel. Los ataques de Hamas motivaron una respuesta inmediata de Israel, que declaró el estado de guerra. A la fecha del presente Prospecto, el conflicto bélico continua y no se puede anticipar cuáles serán las consecuencias en caso de que el mismo escale más allá de las fronteras de ambos 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 (estable)” por la calificadora de riesgo Moody, como “CCC - (negativa)” por la calificadora S&P y como “C” por la calificadora Fitch. Estas calificaciones se encuentran vigentes desde fines del año 2023.

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.

Riesgos relacionados con el sector energético argentino

El Gobierno Argentino ha intervenido en el sector eléctrico en el pasado, y podría continuar 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, se llevaron a cabo privatizaciones de diversas compañías del sector público con el fin de que el Gobierno Nacional redujera su control sobre la

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industria y, a su vez, con la Ley Nro. 24.065 se llevó a cabo una desintegración vertical y horizontal de la industria de la energía eléctrica, estableciendo un régimen de competencia para la generación y caracterizando a las actividades de distribución y transporte como de servicio público, No obstante ello, la industria eléctrica continúa sujeta a estrictas regulaciones e intervención estatal de acuerdo a la normativa que se cita en el presente apartado en forma enunciativa.

En respuesta a la crisis económica, social y política de 2001 y 2002 se sancionó la Ley N° 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), entre otras normas, que autorizaba -entre otras cuestiones- al Poder Ejecutivo Nacional a renegociar sus contratos de obras y servicios públicos, generando en consecuencia distorsiones significativas en el marco regulatorio aplicable al sector eléctrico, lo cual afectó severamente a la dicho sector en sus diversos segmentos, ya sea 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. A modo de ejemplo se menciona una de las consecuencias de dicha normativa dictada en forma posterior a la mencionada crisis política, económica y social que ha sido las diferencias sustanciales en el precio de mercado de la energía y el pagado por los usuarios residenciales.

Dichas medidas, sumado al contexto de alta inflación en continua alza 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 de las empresas del sector energético, 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, en los años y gestiones posteriores a la crisis política, económica y social se 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.

Como parte de las medidas tomadas, se destaca, sin que ello implique exclusión de otras normas, la Resolución Nº 95/2013, aprobada en marzo de 2013 por la ex Secretaría de Energía, y modificada por la Resolución Nº 529/2014, bajo la cual, entre otras medidas, se ordenó la suspensión de la renovación de contratos de venta en el mercado a término y la celebración de nuevos acuerdos con el MEM, y ordenó que cualquier demanda insatisfecha por parte de los generadores argentinos fuese suministrada directamente por CAMMESA. Como resultado de dicha medida, los generadores argentinos debían suministrar capacidad y energía a CAMMESA a precios determinados por la ex Secretaría de Energía.

Posteriormente, en 2015, se 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, mediante el Decreto 134/2015. 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 ex Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico introdujo 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

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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. También 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 IPC y el 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 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. En abril de 2022 se emitió la Resolución 238/2022 mediante la cual se modifica la Resolución 440/2021 que actualiza los valores de la remuneración de los generadores, mediante un aumento del 30% retroactivo a febrero de 2022 con un adicional de 10% a partir de junio de 2022. Las Resoluciones 826/2022, 750/2023, 869/2023 y 09/2024 actualizaron nuevamente dichos montos.

Con respecto a las empresas de distribución de energía eléctrica, el 17 de abril de 2019, la administración del expresidente Macri había anunciado 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 (“RTI”) 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, luego prorrogado hasta el 23 de marzo de 2021.

A través de las Resoluciones del ENRE N° 171/2022 y 172/2022 se actualizaron los cuadros tarifarios, que tuvieron un incremento promedio del 16,53% para aquellos que no percibían tarifa social y de un 7,7% para los que sí percibían ese beneficio; para los usuarios comerciales, el incremento promedio fue del 16% y para las categorías T2 y T3 del 19%. Asimismo, las Resoluciones ENRE 221/2022 y 222/2022 aprobaron los valores de cuadros tarifarios de EDESUR y EDENOR, respectivamente, aunque no se modificaron las tarifas para hogares, comercios y grandes usuarios de hasta 300kW.

Adicionalmente, el Decreto 311/2020 y sus modificatorias establecieron 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, hasta el 31 de diciembre de 2020.

Además, el Decreto 1020/2020 dispuso (i) el inicio de la renegociación de la RTI 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 sucediera en primer lugar.

Luego, 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, sin contemplar intereses. EDENOR y EDESUR debían abstenerse de perseguir el cobro de dichas deudas, y de suspender el suministro de los servicios por los montos adeudados hasta el 28 de febrero del 2021.

Más tarde, el ENRE implementó un ajuste tarifario del 9%, aplicable a los usuarios de EDESUR y EDENOR, y autorizó nuevos valores tarifarios aplicables a Grandes Usuarios de Distribuidores (GUDI), que adquirían electricidad de EDENOR y EDESUR, derivando en un incremento tarifario del 3%.

Asimismo, mediante las Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 105/2022 y N° 605/2022, se actualizaron los valores definidos para el Precio Estacional de la Energía. En mayor profundidad, se reglamentaron los parámetros de calidad de servicio que distribuidoras y transportistas debían aplicar entre marzo de 2022 y febrero de 2023, y se aprobaron aumentos de las tarifas de distribución y transporte, con la premisa de sostener “la necesaria prestación de los servicios públicos de transporte y distribución de electricidad, en

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condiciones de seguridad y garantizando el abastecimiento respectivo, así como la continuidad y accesibilidad de dichos servicios públicos esenciales”, según dispuso el Decreto N° 1020/2020.

Por su parte, el Decreto Nº 815/2022 prorrogó la intervención del ENRE y del ENARGAS hasta el 1 de enero de 2024 o hasta tanto entraran en vigor los nuevos cuadros tarifarios resultantes de los Acuerdos Definitivos de la RTI, lo que ocurriera primero, con los alcances que en cada caso corresponda.

Los cuadros tarifarios que entraron en vigor el 1 de marzo de 2022 contemplaron un aumento del 4% de la tarifa para los usuarios de EDENOR y EDESUR y del 41% promedio para las transportistas; un aumento estimado del 15% a PyMEs y comercios.

Así, en el mes de junio de 2022, se publicaron una serie de medidas dictadas por el Poder Ejecutivo Nacional y la Secretaría de Energía que son relevantes para el sector energético, incluyendo energía eléctrica, gas natural, combustibles y biocombustibles. Entre ellas, se dictó el Decreto 332/2022, en virtud del cual aprobó el Régimen de Segmentación de Subsidios aplicable al consumo residencial de los servicios públicos de gas natural y energía eléctrica por red.

Cabe mencionar que, a través de la Resolución 307/2023 del ENRE de fecha 21 de marzo de 2023 se dispuso la intervención de control y fiscalización de EDESUR por el plazo de 180 días a partir de la notificación del acto. Según el ENRE, la distribuidora incumple en forma recurrente y sistemática con los parámetros de calidad media y, ante eventos de magnitud, los procedimientos operativos de atención de reclamos y reposición de suministros fracasan reiteradamente, denotando déficits de recursos, de planificación operativa y de inversiones. Paralelamente, el interventor del ENRE presentó en sede judicial una denuncia penal por la presunta comisión de los delitos de defraudación de los derechos acordados (art. 173, inc. 11 del Código Penal), abandono de personas (art. 106 del Código Penal) y entorpecimiento de los servicios públicos (art. 194 del Código Penal), debido a la prestación deficiente del servicio público, marcada por las masivas interrupciones del suministro en el área concesionada.

Mediante el Decreto Nº 55/2023 (el “DNU 55”), la administración del presidente de Javier Milei prorrogó la intervención del ENRE y del ENARGAS a partir del 1 de enero de 2024 y facultó a la Secretaría de Energía a designar a sus interventores, que tendrán las facultades de gobierno y administración de los respectivos entes. Además de la facultad de disponer adecuaciones tarifarias transitorias según lo indicado precedentemente, los interventores tienen facultades regulatorias y fiscalizadoras amplias. El DNU 55 otorga a la Secretaría de Energía un plazo de ciento ochenta (180) días para iniciar el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENARGAS, y para revisar y/o reconducir y/o confirmar y/o anular, según corresponda, el proceso de selección de los miembros del Directorio del ENRE, que se encuentra actualmente en trámite.

Adicionalmente, en virtud del DNU 55 la administración Milei declaró la emergencia del Sector Energético Nacional, respecto de los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción federal, así como de transporte y distribución de gas natural, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2024. Asimismo, el DNU 55 inicia la RTI relativa a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción federal, así como de transporte y distribución de gas natural de la misma jurisdicción, estableciendo que la fecha de entrada en vigor de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder el 31 de diciembre de 2024.

Hasta la finalización de la RTI, los interventores del ENRE y del ENARGAS podrán aprobar adecuaciones tarifarias transitorias y ajustes periódicos, tendientes a asegurar la continuidad y prestación regular de los servicios públicos involucrados, en función de los resultados de la RTI.

Asimismo, mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nº 70/2023 (“DNU 70”) se declaró la emergencia en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025, estableciendo que el Estado Nacional promoverá y asegurará la vigencia de un sistema económico libre, en función de lo que dispondrá la más amplia desregulación del comercio, los servicios y la industria en todo el territorio nacional, lo que implicará que quedarán sin efecto toda normativa que distorsione los precios de mercado. No obstante, es relevante tener en cuenta que este decreto entró en vigor el 29 de diciembre de 2023 y en forma paralela está siendo tratado por el Poder Legislativo para su aprobación.

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 u otra clase de implicancia en sus negocios y resultados operativos. Sin perjuicio de las medidas adoptadas, no se pueden asegurar que este gobierno o los subsiguientes no implementen en el futuro una legislación de emergencia similar a la Ley de Emergencia Pública u otras regulaciones similares o de otra clase, que puedan afectar aún más a sus ingresos y márgenes o aumentar sus obligaciones mediante nuevas

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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. 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 asimiles, 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

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. También, se eliminaron 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) mediante las Resoluciones N° 75/2022, 76/2022, 305/2022, y 221/2022, con un posible impacto sobre la demanda de los consumidores finales.

Más recientemente, el DNU 55 inició la RTI relativa a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción federal, estableciendo que la fecha de entrada en vigor de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder el 31 de diciembre de 2024.

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, entre otros. 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 tributaria, asuntos ambientales y el uso del espacio público. En cada provincia, los gobiernos municipales también tienen la facultad de regular tales materias. 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. No obstante, también resulta de aplicación a las Compañías las leyes provinciales y municipales en áreas diferentes al sector eléctrico.

Cabe destacar que, bajo el DNU 70 se indicó que el Estado Nacional promoverá y asegurará la vigencia de un sistema económico libre, en función de lo que dispondrá la más amplia desregulación del comercio, lo que

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podrá implicar futuros cambios normativos en el sector.

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 de proyectos en las respectivas localidades no se vean impactadas por medidas provinciales y municipales en materia tributaria (incluyendo a modo enunciativo, 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, 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 pueden 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 expresidente Macri, mediante el Decreto 134/2015, 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. Asimismo, el 21 de diciembre de 2019, bajo la administración del presidente Fernández, el Congreso Nacional aprobó la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, Ley Nro. 27.541, 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 RTI 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.

Recientemente, el DNU 55 inicia la RTI relativa a los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica de jurisdicción federal, así como de transporte y distribución de gas natural de la misma jurisdicción, estableciendo que la fecha de entrada en vigor de los cuadros tarifarios resultantes no podrá exceder el 31 de diciembre de 2024.

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Por otro lado, a partir del dictado del DNU 70, se declaró la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, sanitaria y social hasta el 31 de diciembre de 2025. La administración Milei propuso una amplia desregulación del comercio, los servicios y la industria en todo el territorio nacional, incluido el sector energético.

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 2022, las Compañías generaron 97% 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 con 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. 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 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. Asimismo, 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, 1020/2020 y 871/2021, hasta el 31 de diciembre de 2022, o bien, hasta que finalice el proceso de renegociación de la RTI, cualquiera de los dos que ocurra primero).

El DNU 55 ordena la intervención del ENRE y del ENARGAS, nuevamente, hasta la designación de los vocales titulares mediante el concurso público actualmente en curso.

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La imposición de requisitos regulatorios o ambientales 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 se comprometen a realizar 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 Compañías, 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 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,

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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. El ENRE, mediante la Resolución N° 03/2021, 121/2021 y 124/2021 sancionó a TRANSENER S.A. en su calidad de transportista por los hechos. En este sentido, 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 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 de 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

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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.

Sin perjuicio de las medidas que actualmente rigen, las Compañías compiten con otras empresas de generación por el megavatio de capacidad que se asignan a través de procesos de licitaciones públicas.

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 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

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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 autoabastecimiento. 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 llegar a 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.

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 casi la totalidad de sus activos se encuentran ubicados en la Argentina. Dicho negocio y activos son considerados de interés público por el Gobierno

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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 2023, las Compañías generaron 42%, 48% y 5% 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 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 31 de diciembre de 2023, 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 3,6 años (3 años y 7 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 septiembre de

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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 121 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 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

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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, Central Térmica Modesto Maranzana y Central Térmica Cogeneración Arroyo Seco, conforme se describe en “ Información de las Co-Emisoras—Expansión de capacidad ”.

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 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.

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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, los costos 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.

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 de este fuese favorable para las Compañías, cualquier litigio puede ser costoso y puede igualar al costo de los daños pretendidos. Estas acciones también

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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 las Compañías les son asignadas distintas calificaciones de riesgo basadas en información proporcionada por ellas o información independiente obtenida por las distintas agencias de calificación de riesgo. Las calificaciones asignadas también se ven influenciadas 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. 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.

El 1° de agosto de 2018, el Sr. Armando Roberto Losón fue imputado por el Juzgado Nacional en lo Criminal y Correccional Federal N° 11, Secretaría Nro. 21, en el expediente Nro. 9608/2018, actualmente caratulado “ Fernández, Cristina Elisabet y otros s/asociación ilícita ” (el “Proceso Penal”). El Sr. Losón se desempeñó como presidente de las sociedades que conforman el Grupo Albanesi hasta el 7 de agosto de 2018 (fecha en la que cada órgano de administración aceptó la renuncia a su cargo) y continúa siendo el accionista controlante de las Co-Emisoras. 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, con fecha 23 de diciembre de 2020, 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

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2021, la Cámara de Apelaciones decretó la nulidad de la resolución de fecha 23 de diciembre de 2020 y ordenó el dictado de un nuevo pronunciamiento sobre la cuestión debatida. El 23 de diciembre de 2021, el nuevo juez a cargo del expediente, Dr. Ercolini, resolvió no hacer lugar al planteo de incompetencia formulado por el Sr. Armando Roberto Losón sin incorporar nueva prueba. Esta resolución ha sido apelada por la defensa del Sr. Armando Roberto Losón. El 3 de agosto de 2022, la Cámara resolvió declarar la nulidad de la resolución de fecha 22 de diciembre 2021, ordenando que se dicte una nueva resolución. De conformidad con lo ordenado por el Superior, con fecha 5 de septiembre de 2022, el Juez Ercolini resolvió no hacer lugar al planteo de incompetencia solicitado por la defensa de Armando Roberto Losón, resolución que fue apelada por la defensa del nombrado, y el recurso fue concedido y elevado a la Cámara de Apelaciones, donde se encuentra actualmente a la espera del trámite del recurso de apelación. Paralelamente, con fecha 1° de abril de 2022, el Sr. Armando Roberto Losón formuló una denuncia en el fuero federal con el fin de que se investigue el posible armado de una causa penal para perjudicarlo. En dicho expediente, se ordenó una pericia oficial caligráfica que determinó la existencia de enmiendas, adulteraciones y cambios de velocidad en la escritura de los cuadernos que fundamentan el Proceso Penal. En dicho expediente, se ordenó una pericia oficial caligráfica que determinó la existencia de enmiendas, adulteraciones y cambios de velocidad en la escritura de los cuadernos que fundamentan el Proceso Penal. El 26 de octubre de 2022, con fundamento en las conclusiones de la pericia oficial mencionada, la defensa del Sr. Armando Roberto Losón planteó la nulidad de todo lo actuado en el Proceso Penal respecto del Sr. Losón. El 1° de noviembre de 2022, el juez Ercolini denegó dicha solicitud, siendo dicha resolución apelada a la Cámara, la cual con fecha 13 de febrero de 2023 resolvió confirmar la resolución apelada por la defensa del Sr. Losón.

En el contexto de esta investigación, no se ha formulado ninguna imputación a las Sociedades, ni a las restantes sociedades del grupo. Tampoco se investiga la actuación de ningún otro director, administrador, miembro o representante de las Sociedades.

Ninguna de las Sociedades ni de los demás directores o funcionarios ejecutivos de las mismas han sido citados por ningún tribunal o autoridad en relación con esta investigación judicial, ya sea como imputados, testigos o en otro carácter. A la fecha del presente, las Sociedades no tienen fundamentos para creer que ninguna de las Sociedades o sus demás directores o funcionarios ejecutivos se encuentra o pasará a estar imputado o procesado en estos procedimientos.

Si bien en Argentina se sancionó la Ley N° 27.401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas, que establece la responsabilidad penal de las empresas que participan en actos de corrupción, la misma no es aplicable al caso descripto en el presente dado que los hechos investigados tuvieron lugar antes de la entrada en vigencia de la ley, y la ley no tiene efectos retroactivos.[3]

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

3 La Procuración General del Tesoro de la Nación ha confirmado esta interpretación en su fallo N° IF-20185407797-APN-PTN que indica que: “ los hechos investigados son previos al dictado de la ley N° 27.401, y dicha ley no es de aplicación retroactiva”.

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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 S.A. (“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 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 de 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 CoEmisoras.

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 de 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

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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 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 de 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 Companías, 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.

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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”, y la “Fusión 2015”, respectivamente), 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 Resoluciones N° 18.004 y 18.006 el Directorio de CNV aprobó la disolución sin liquidación de Generación Independencia S.A. y la transferencia de la autorización de oferta pública oportunamente otorgada a Generación Independencia S.A. 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 (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 GFSA. 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 (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 (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 en la Fusión 2021”) 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 en la Fusión 2021 se produciría, sujeto a la inscripción del Acuerdo Definitivo de Fusión ante la IGJ y CNV, en la Fecha Efectiva de Fusión y que GEMSA actuaría en nombre propio en todos los actos que realice en la administración de los negocios de las Sociedades Absorbidas en la Fusión 2021 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, serían considerados como realizados por cuenta y orden de las Sociedades Absorbidas en la Fusión 2021, 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 (que se inscribió en IGJ el 10/03/2022 bajo el número 3803, libro 107, tomo - de Sociedades por Acciones).

La Fusión 2021 se realizó 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 en la Fusión 2021 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 en la Fusión 2021, adquiriendo en consecuencia GEMSA, a partir de la Fecha Efectiva de Fusión la titularidad de todos los derechos y obligaciones de Albanesi y GECE;
(b) Albanesi y GECE se disolvieron sin liquidarse, quedando por tanto absorbidas por GEMSA;
(c) se aumentó 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.

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. La conformidad administrativa de la Fusión 2021 fue resuelta por el Directorio de la CNV mediante Resolución N° RESFC-2021-21508-APN-DIR#CNV de fecha 18 de noviembre

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de 2021 y tanto la fusión como el aumento de capital de GEMSA se inscribieron en IGJ el 10/03/2022 bajo el número 3803, libro 107, tomo - de Sociedades por Acciones.

Todos los documentos relativos a la fusión se encuentran disponibles en la página de la CNV (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, su eficaz contención) y el incremento de los impactos de carácter positivo, en cantidad, calidad y seguridad.
Gestionar los aspectos ambientales de la actividad, con extensión a su ciclo de vida.
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.
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.

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Asimismo, desde abril de 2023 la organización ha desarrollado un Sistema de Gestión Integrado corporativo. Al sistema ambiental ya disponible, se ha agregado un Sistema de Gestión de la Calidad y un Sistema de Gestión de Seguridad y Salud en el Trabajo.

Planificación Ambiental

En el marco de su Planificación Ambiental, las centrales del Grupo Albanesi desarrollan sus actividades para dar cumplimiento a los objetivos y metas previstos en:

Programa de manejo de residuos sólidos y semisólidos, de efluentes líquidos y emisiones a la atmósfera.
Programa de actividades relativas a la prevención de emergencias ambientales: preparación de la infraestructura y del personal para hacer frente a contingencias derivadas de riesgos tecnológicos o de la ocurrencia de fenómenos naturales.
Cronograma de monitoreo de parámetros ambientales: determinaciones de emisiones gaseosas, análisis de agua de pozo, calidad de efluente industrial, mediciones de ruido, inspecciones a aparatos sometidos a presión, gestión de residuos peligrosos, etc.
Programa de seguimiento de habilitaciones y permisos

Ambiente y Sostenibilidad

Informe de sustentabilidad (ESG)

En el primer semestre de 2023, el Grupo Albanesi publicó un nuevo Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al año 2022. El mismo refleja la forma con que el Grupo gestiona y analiza los temas fundamentales referentes a los aspectos de interés en un marco de elaboración y publicación de estas características.

El reporte de Sustentabilidad ha sido elaborado de conformidad con los estándares GRI (no conformidad). Su confección abarca una frecuencia anual entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de cada año inmediato anterior. Esta nueva edición, se ha basado en indicadores de carácter interno estandarizados a los fines de reportar bajo el entorno de GRI, como se mencionó. El informe se encuentra disponible en la página web del Grupo Albanesi (www.albanesi.com.ar/medio-ambiente.php). Actualmente, la Compañía se encuentra en las primeras etapas de confección del reporte de Sustentabilidad 2023, que será publicados a mediados de 2024.

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Nuestra visión de “Sustentabilidad” es crear valor sostenible para nuestros empleados, clientes, proveedores, accionistas y demás grupos de interés. Para eso, realizamos nuestras actividades respetando al medioambiente, y mejorando nuestros procesos de trabajo de forma continua.

Este abordaje se alinea con nuestro Programa de Integridad, Código de Ética y Conducta, siguiendo las pautas de comportamiento conforme con los valores del Grupo, a respetarse por todos sus colaboradores, así como los grupos de interés involucrados a lo largo de la cadena de valor.

c) Políticas de dividendos y agentes pagadores

Las Co-Emisoras no han distribuido dividendos durante los ejercicios 2021, 2022 y 2023.

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 financieros 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 financieros 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 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.

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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 Oscar Camilo De Luise Ricardo Martín López Osvaldo Enrique Alberto Cado 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 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	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	Carácter()**
				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.

CTR

Nombre Armando Losón (h) María Eleonora Bauzas Guillermo Gonzalo Brun Julián Pablo Sarti Roque Antonio Villa	Cargo Presidente Director Titular Director Titular Director Titular Director Titular	Fecha de designación 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023	Fecha de Vencimiento *()** 31/12/25 31/12/25 31/12/25 31/12/25 31/12/25	Carácter()**
				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.

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

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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., Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A., GELI, GROSA, RGA, Holen S.A. y Solalban. Asimismo, es Presidente de Centennial 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., GELI, 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. 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., Bodega del Desierto S.A., GROSA, y RGA. Asimismo, el Sr. Sarti se desempeña como Director Titular en Albanesi Power S.A., GELI, y Solalban. También como Vicepresidente de Holen 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 directora titular en dicha sociedad. Asimismo, se desempeña como Directora Titular de Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., GELI, Bodega del Desierto S.A., GROSA y RGA. Su domicilio es Av. 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., GELI, GROSA y RGA. 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 Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., RGA. Asimismo, el Sr. López se desempeña como director suplente en Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A, GELI, GROSA, Holen S.A. y Solalban. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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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. Se desempeña también como Director Suplente de Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A. y Rafael G. Albanesi S.A.

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., Albanesi Power S.A., Bodega del Desierto S.A., GELI, GROSA y RGA. Su domicilio es Av. L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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.

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.

María Andrea Bauzas : DNI N° 28.565.622, CUIT N° 27-28.565.622-8. Fecha de Nacimiento: 23/11/1980. Directora Suplente de GEMSA. Lic. en administración hotelera y gastronómica (CENCAP). Durante su carrera profesional, se vinculó principalmente a actividades de turismo, esparcimiento y recreación en Argentina y el extranjero. En el periodo 2007 – 2015 se desempeñó además como administrativa en Alto Valle del Rio Colorado SA (empresa del grupo Albanesi). Actualmente administra propiedades de terceros en el exterior, con fines de renta turística. Asimismo, es Directora Suplente de Alba Jet S.A., Albanesi Energía S.A., Albanesi Power S.A., GELI, Bodega del Desierto S.A., GROSA y RGA. Su domicilio L. N. Alem 855 Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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.

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Por acta de Asamblea General Ordinaria de GEMSA de fecha 19 de abril de 2023, 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 2022 por la suma total de $120.000.000 (Pesos ciento veinte millones); 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 2022 por la suma total de $734.400 (Pesos setecientos treinta y cuatro mil cuatrocientos).

Por acta de Asamblea General Ordinaria de CTR de fecha 19 de abril de 2023, 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 2022 por la suma total de $14.280.380 (pesos catorce millones doscientos ochenta mil trescientos ochenta); 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 2022 por la suma total de $507.600 (Pesos quinientos siete mil seiscientos).

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, las remuneraciones de los Directorios y miembros de la Comisión Fiscalizadora de las Co-Emisoras serán decididas por sus respectivas Asambleas Ordinarias ya convocadas para el día 10 de abril de 2024.

No se realizaron pagos en concepto de gratificaciones o de planes de participación en las utilidades.

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 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%

Asimismo, existe participación en forma directa de los siguientes miembros del Directorio:

Accionistas	Cantidad de Acciones	Clase de Acciones	Porcentaje de participación directa en GEMSA
María Eleonora Bauzas	8.124.955	Única	4%
María Andrea Bauzas	8.124.955	Única	4%

Información de CTR

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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
María Eleonora Bauzas	8.124.955	Única	4%	3%

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:

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. El estatuto de GEMSA prevé 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.

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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 Juan Cruz Nocciolino	Cargo Síndico Titular Síndico Titular Síndico Titular Síndico Suplente Síndico Suplente Síndico Suplente	Fecha de designación 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023	Vencimiento *de mandato()** 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023 31/12/2023	Carácter()**
				Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente Independiente

(*) 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 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023 19/04/2023	Vencimiento de *mandato()** 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025 31/12/2025	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 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 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., GELI, 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 titular de GEMSA y CTR. Es abogado y contador egresado de la Universidad de Buenos Aires. También es síndico de GELI, y GROSA y síndico suplente de Albanesi Power S.A. Adicionalmente, integra el 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., GELI 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 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 de Albanesi Energía S.A. y síndico suplente de GROSA, GELI y socio gerente en Estudio Lerner & Asociados S.R.L. Su domicilio es L. N. Alem 855, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

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144

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., GELI, 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.

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., Director Suplente de Banco Interfinanzas S.A. y Síndico Suplente en Albanesi Energía 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 al 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

Información de GEMSA

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145

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, se manifiesta que el Dr. Dr. Nicolás A. Carusoni, CUIT 20-22970512-2, con domicilio en Bouchard 557 Piso 8, Ciudad de Buenos Aires, perteneciente a Price Waterhouse & Co. S.R.L., ha auditado los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2023

Asimismo, en lo que respecta a GEMSA, se manifiesta que el Dr. Raúl Leonardo Viglione, CUIT 2017.254.854-0, 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 2022, y (iii) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2021.

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.

Información de CTR

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 CTR, se manifiesta que el Dr. Raúl Leonardo Viglione, CUIT 20-17.254.854-0, 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 2023, (ii) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2022, y (iii) los Estados Financieros al 31 de diciembre de 2021.

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 las Co-Emisoras (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.

Paralelamente, se han elaborado 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.

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146

Destacamos que, con fecha 30 de noviembre de 2023, culminó una evaluación del Programa (“Evaluación del nivel de madurez del Programa de Integridad”) 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 progresos que fueron implementadas desde la aprobación del Programa, así como las oportunidades de mejora a llevar a cabo en el futuro.

Durante 2023, destacamos acciones importantes como la adaptación de nuestro Programa de Integridad para Perú conforme a la nueva normativa, así como entrenamientos para directores, gerentes, y gerentes de planta. Asimismo, de la creación de un Código de Conducta para Terceros, nuevos entrenamientos para nuestro personal, y el lanzamiento de una política de Conflictos de Interés.

f) Empleados

Al 31 de diciembre de 2023, GEMSA contaba con 174 empleados, de los cuales 171 desempeñan su actividad laboral en las centrales de su propiedad, y los restantes 3 empleados lo hacían en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 124 empleados son parte de un convenio colectivo. No esperamos experimentar huelgas o paros por parte de nuestros empleados. Al 31 de diciembre de 2022 y 2021, la dotación de GEMSA era de 152 empleados, para ambos períodos.

Al 31 de diciembre de 2023, 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. 24 empleados son parte de un convenio colectivo. No esperamos experimentar huelgas o paros por parte de nuestros empleados. Al 31 de diciembre de 2022 y 2021, la dotación de CTR era de 30 y 29 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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147

ESTRUCTURA DE LAS CO-EMISORAS, ACCIONISTAS O SOCIOS Y PARTES RELACIONADAS

a) Estructura organizativa de las Co-Emisoras y su Grupo Económico

El siguiente cuadro ilustra la estructura organizativa de las Co-Emisoras y del Grupo Albanesi a la fecha del presente Prospecto, detallando las capacidades nominales instaladas de cada sociedad.

==> picture [449 x 194] intentionally omitted <==

(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, María Eleonora Bauzas, María Fernanda Bauzas, María Andrea Bauzas, María Verona Bauzas y Carlos Marcelo Bauzas poseen el 5% restante de GROSA.

El presente cuadro contempla la estructura organizativa a partir de la Fusión 2021. 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 María Eleonora Bauzas María Fernanda Bauzas María Verona Bauzas María Andrea Bauzas Carlos Marcelo Bauzas Holen S.A. Total	Clase de Acciones Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias Acciones ordinarias	Número de Acciones 103.305.078 8.124.955 8.124.956 8.124.956 8.124.956 8.124.956 59.194.038 203.123.895	Porcentaje 50.86% 4% 4% 4% 4% 4% 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 fue inscripto en IGJ el 10/03/2022 bajo el número 3803, libro 107, tomo - de Sociedades por Acciones.

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CTR

148

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 de GEMSA

Las transacciones celebradas con partes relacionadas se detallan en la nota 33 a los Estados Financieros Consolidados de GEMSA por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023. A continuación, presentamos un resumen de las transacciones con partes relacionadas, según se presentan en los Estados Financieros Consolidados auditados de GEMSA al 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

149

Operaciones con partes relacionadas

aciones con partes relacionadas
	2021	2022	2023
	(en miles depesos)
Venta de energía
Solalban Energía S.A. 7.499 165 1.870 7.499 165 1.870 Compra de gas y energía Solalban Energía S.A. (10.418) (1.690) (121.648) RGA (450.157) (1.379.906) (6.700.285) (460.575) (1.381.596) (6.821.933) Alquileres y servicios contratados RGA (1.043.268) (2.188.261) (5.521.979) (1.043.268) (2.188.261) (5.521.979) Otras compras y servicios recibidos AESA - (9.294) - AJSA (97.791) (215.320) (594.700) BDD (9.011) (23.849) (60.984) (106.802) (248.463) (655.684) Recupero de gastos RGA (1.157) (15.746) (16.746) AESA 60.285 127.714 643.311 AJSA 439 - - 59.567 111.968 626.565 Intereses generados por préstamos recibidos RGA - - (1.249.750) GMOP - - (132.494) - - (1.382.244) Intereses generados por préstamos otorgados Directores / Accionistas 135.522 233.256 1.824.936 RGA - - 1.421.443 Centennial S.A. 4.865 36.802 - GMOP - 9.999 208.625 140.387 280.057 3.455.004 Obra gasoducto RGA (128.264) - - (128.264) - - Servicio de gerenciamiento de obra RGA (286.130) (566.828) (51.732) (286.130) (566.828) (51.732) Garantías otorgadas / recibidas RGA (9.026) - (1.317.844) AJSA 293 269 293	7.499 165 1.870
	7.499 165 1.870 (10.418) (1.690) (121.648) (450.157) (1.379.906) (6.700.285)
	(460.575) (1.381.596) (6.821.933) (1.043.268) (2.188.261) (5.521.979)
	(1.043.268) (2.188.261) (5.521.979) - (9.294) - (97.791) (215.320) (594.700) (9.011) (23.849) (60.984)
	(106.802) (248.463) (655.684) (1.157) (15.746) (16.746) 60.285 127.714 643.311 439 - -
	140.387 280.057 3.455.004 (128.264) - -
	(128.264) - - (286.130) (566.828) (51.732)
	(286.130) (566.828) (51.732) (9.026) - (1.317.844) 293 269 293
	(8.733) 269 (1.317.551) (107.694) (79.470) (315.650)
Intereses comerciales RGA
	(107.694) (79.470) (315.650) 29.580 (130.023) (278.977)
Diferencia de cambio RGA
	29.580 (130.023) (278.977) - - (654.095)
Comisiones recibidas RGA
	- - (654.095) - - (120.009)
Aporte en especie Accionistas minoritarios
	- - (120.009)

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150

Saldos con partes relacionadas

==> picture [332 x 469] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Otros créditos no corriente
RGA - - 4.662.840
Préstamos Directores / Accionistas - 1.030.296 230.424
GMOP - 273.269 1.418.478
CBEI LLC. - 47.410 218.780
TEFU S.A. 18.155 18.155 18.155
18.155 1.369.130 6.548.677
Otros créditos corriente
RGA - 3.691 333.060
GMOP - 91.090 1.007.120
AESA - 127.714 619.458
Centennial S.A. 65.193 - -
Anticipo Directores - 14.280 29.094
Préstamos Directores / Accionistas 750.677 - -
815.870 236.775 1.988.732
Deudas comerciales no corriente
RGA - - 1.922.609
- - 1.922.609
Otras deudas no corriente
GMOP - Capital a integrar - 138.834 653.393
- 138.834 653.393
Préstamos no corriente
RGA - - 4.304.703
- - 4.304.703
Deudas comerciales corriente
Solalban Energía S.A. 479 34 46.274
RGA 147.114 999.341 6.618.955
AJSA 53.460 - 21.852
201.053 999.375 6.687.081
Otras deudas corriente
BDSA 130 9.666 -
Honorarios de directores 28.262 54.267 44.760
28.392 63.933 44.760
Préstamos corriente
RGA - - 307.479
GMOP - - 2.531.451
- - 2.838.930
----- End of picture text -----

Con fecha 4 de enero de 2023, el directorio de GEMSA designó a GELI como subsidiaria de financiamiento de proyecto ( Project Finance Subsidiary ), en los términos de las secciones 1.1 y 3.11 del contrato de fideicomiso internacional de fecha 1 de diciembre de 2021 ( Indenture ) en relación con las Obligaciones Negociables Clase X. Esto atento a la actual estructura organizativa y financiera de GEMSA y del Grupo Albanesi, donde resultaba conveniente que el Proyecto Arroyo Seco sea desarrollado y financiado por GELI, una subsidiaria de GEMSA, para que GELI pueda incurrir en endeudamiento garantizado con una modalidad de financiamiento de proyecto.

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 2023. 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 2023,2022 y 2021.

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151

Operaciones con partes relacionadas

==> picture [318 x 393] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Alquileres
RGA (9.283) (11.321) (27.031)
(9.283) (11.321) (27.031)
Otras compras y servicios recibidos
GROSA (1.369) - -
GMSA (852) (378) (5.421)
BDD - - (764)
(2.221) (378) (6.185)
Recupero de gastos
RGA (524) (1.136) (4.133)
GMSA (19.734) (137.643) (738.881)
(20.258) (138.779) (743.014)
Compra de repuestos
ALEN - (9.294) -
- (9.294) -
Intereses generados por préstamos otorgados
GMSA 492.930 790.221 1.120.518
GLSA - - 1.126.122
Directores - Accionistas 2.651 - -
495.581 790.221 2.246.640
Intereses generados por anticipos de clientes
GLSA - (1.762.779)
- - (1.762.779)
Servicios administrativos
RGA (275.950) (556.945) (1.342.842)
(275.950) (556.945) (1.342.842)
Intereses comerciales
RGA (782) (7.151) (38.384)
(782) (7.151) (38.384)
Diferencia de cambio
RGA - (221) (685)
- (221) (685)
----- End of picture text -----

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152

Saldos con partes relacionadas

==> picture [330 x 260] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Otros créditos corriente
GMSA 2.320.266 4.328.061 5.702.457
GLSA - - 356.106
Directores / Accionistas 36.198 14.280 29.094
2.356.464 4.342.341 6.087.657
Otros créditos no corriente
GLSA - - 3.917.167
- - 3.917.167
Deudas comerciales corriente
GMSA 69.960 125.811 598.518
RGA 80 90.510 136.350
70.040 216.321 734.868
Otros deudas corriente
GLSA - - 475.455
Honorarios a directores 7.576 14.280 29.094
7.576 14.280 504.549
Otros deudas no corriente
GLSA - - 5.230.001
- - 5.230.001
----- End of picture text -----

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

153

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 operamos:

Propietario	Plantageneradora	Capacidad instalada (MW)	Factor de disponibilidad media para el año finalizado el 31 de diciembre 2022(2)	Marco regulatorio relativo a la capacidad de generación
GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA GEMSA CTR Solalban(1) Total	Central Térmica M. Maranzana Central Térmica Independencia Central Térmica Ezeiza Central Térmica Riojana Central Térmica Frías Central Térmica Roca Solalban Energía	350 220 150 90 60 190 120	75% 76% 92% 96% 72% 95% 88%	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 Resolución SE 220/2007 Resolución SE 220/2007 Energía Plus / Autoconsumo(3)
		1.180 MW

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

(2) 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).

(3) 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” .

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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154

ANTECEDENTES FINANCIEROS

I. 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.

Moneda funcional y de presentación

Los estados financieros consolidados finalizados al 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021 de GEMSA fueron preparados en Dólares Estadounidenses que es la moneda funcional de la Compañía, es decir, la moneda del entorno económico principal en el que operan las entidades y se presenta en pesos, moneda de curso legal en Argentina, conforme los requerimientos de CNV.

GEMSA ha cambiado su moneda funcional de Pesos a Dólares Estadounidenses a partir del 1 de abril de 2021 como consecuencia del cambio en los sucesos y condiciones relevantes para sus operaciones comerciales. Ver nota “Nota 3: Bases de presentación” a los estados financieras consolidados al 31 de diciembre de 2023.

Información comparativa

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 y 2022 surge de los Estados Financieros consolidados al 31 de diciembre de 2023 (auditados) de GEMSA con fecha 8 de marzo de 2024, los cuales se encuentran publicados en la AIF bajo el ID # 3163786.

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 surge de los Estados Financieros consolidados al 31 de diciembre de 2022 (auditados) de GEMSA con fecha 9 de marzo de 2023, los cuales se encuentran publicados en la AIF bajo el ID #3013118.

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155

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 2021, 2022 y 2023.

==> picture [443 x 425] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Ingresos por ventas 19.752.488 26.184.016 63.748.364
Costo de ventas (8.562.343) (13.169.725) (37.310.991)
Resultado bruto 11.190.145 13.014.291 26.437.373
Gastos de comercialización (49.007) (72.879) (153.653)
Gastos de administración (1.027.814) (2.019.274) (4.876.646)
Otros ingresos operativos 391 1.149.718 49.032
Otros egresos operativos (17) (2.367) (30.730)
Resultado operativo 10.113.698 12.069.489 21.425.376
Ingresos financieros 882.650 1.734.826 5.515.595
Gastos financieros (7.149.211) (9.939.707) (37.397.534)
Otros resultados financieros (2.706.018) (6.141.523) 16.742.331
Resultados financieros (8.972.579) (14.346.404) (15.139.608)
Resultado por participación en asociadas (48.974) (128.419) (752.890)
Resultado antes de impuestos 1.092.145 (2.405.334) 5.532.878
Impuesto a las ganancias 7.123.588 101.465 (1.258.374)
Ganancia / (Pérdida) del ejercicio por operaciones
8.215.733 (2.303.869) 4.274.504
continuas
(Pérdida) por operaciones discontinuadas (133.899) (772.918) -
Ganancia / (Pérdida) neta del ejercicio 8.081.834 (3.076.787) 4.274.504
Conceptos que no serán reclasificados a resultado
Plan de beneficios (1.394) (23.541) (17.115)
Efecto en el impuesto a las ganancias 488 8.239 5.990
Cambio de alícuota sobre el impuesto a las ganancias -
(1.429.520) - -
revalúo propiedad, planta y equipo
Diferencias de conversión 2.548.477 15.833.343 88.333.950
Conceptos que serán reclasificados a resultado
Diferencias de conversión de subsidiarias y asociadas 1.012.391 5.442.474 43.855.717
Otros resultados integrales del ejercicio por
2.130.442 21.260.515 132.178.542
operaciones continuas
Otro resultado integral por operaciones discontinuadas (3.070) 32.893 -
Total de resultados integrales del ejercicio 10.209.206 18.216.621 136.453.046
----- End of picture text -----

Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta el estado de situación patrimonial de GEMSA al 31 de diciembre de 2021, 2022 y 2023.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

156

Activo	2021	2022	2023
	(en miles depesos)

Activo no corriente	94.424.945 191.304.878 1.065.542.888 402.735 843.886 1.764.404 80 80 80 10 7 - 3.385 10.652 14.718 476.575 2.106.968 12.005.066 398.790 2.179.106 -
Propiedades, plantas y equipos Inversiones en asociadas Inversiones en otras sociedades Activo por impuesto difereido Saldo a favor de impuesto a las ganancias, neto Otros créditos Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados
Total activo no corriente	95.706.520 196.445.577 1.079.327.156
Activo corriente Inventarios Saldo a favor de impuesto a las ganancias, neto Otros créditos Otros activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Créditos por ventas Efectivoyequivalentes de efectivo	384.244 482.670 3.310.229 180 - - 9.645.193 9.696.753 26.046.191 8.637.315 20.532.840 63.717.833 3.838.906 7.490.392 28.631.970 1.796.876 3.643.141 28.854.818
Total de activo corriente	24.302.714 41.845.796 150.561.041
Total de activo	120.009.234 238.291.373 1.229.888.197
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 Reservapor conversión	203.124 203.124 203.124 1.687.290 1.687.290 1.687.290 1.666.917 1.666.917 1.666.917 75.594 633.883 3.539.855 2.767.345 16.708.345 73.510.836 4.030.173 7.108.170 32.371.039 4.058.016 7.078.926 32.353.089 (27.657) (44.134) (148.143) 9.434.535 3.007.825 (12.496.092) 785.054 3.931.931 30.619.085
Patrimonio atribuible a lospropietarios	24.680.391 41.982.277 163.307.000
Participación no controladora	1.402.199 2.498.118 9.170.511
Total delpatrimonio neto	26.082.590 44.480.395 172.477.511
Pasivo Pasivo no corriente Pasivo neto por impuesto diferido Otras deudas Plan de beneficios definidos Préstamos Deudas comerciales	11.137.882 19.072.930 88.286.708 1.270 139.966 654.109 93.359 142.386 401.699 66.303.296 132.689.243 699.458.125 1.720.418 - 1.922.609
Total delpasivo no corriente	79.256.225 152.044.525 790.723.250
Pasivo corriente Otras deudas Deudas fiscales Deudas sociales Plan de beneficios definidos Instrumentos financieros derivados Préstamos Deudas comerciales	28.669 173.990 10.569.130 244.181 439.701 363.820 240.216 302.866 923.415 15.165 9.120 13.771 50.587 7.500 - 9.420.891 32.774.094 228.471.881 4.670.710 8.059.182 26.345.419
Total del pasivo corriente	14.670.419 41.766.453 266.687.436
Total del pasivo	93.926.644 193.810.978 1.057.410.686
Total delpasivoy patrimonio	120.009.234 238.291.373 1.229.888.197

Estado de Cambios en el Patrimonio

La siguiente tabla presenta el estado de cambios en el patrimonio de GEMSA al 31 de diciembre de 2021, 2022 y 2023.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

157

==> picture [351 x 219] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Capital social 203.124 203.124 203.124
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 75.594 633.883 3.539.855
Reserva facultativa 2.767.345 16.708.345 73.510.836
Reserva especial RG 777/18 4.030.173 7.108.170 32.371.039
Reserva por revalúo técnico 4.058.016 7.078.926 32.353.089
Otros resultados integrales (27.657) (44.134) (148.143)
Resultados no asignados 9.434.535 3.007.825 (12.496.092)
Reserva por conversión 785.054 3.931.931 30.619.085
Patrimonio atribuible a los propietarios 24.680.391 41.982.277 163.307.000
Participación no controladora 1.402.199 2.498.118 9.170.511
Total del patrimonio neto 26.082.590 44.480.395 172.477.511
----- End of picture text -----

Estado de Flujo de Efectivo

La siguiente tabla presenta el estado de flujo de efectivo de GEMSA al 31 de diciembre de 2021, 2022

y 2023.

==> picture [460 x 142] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 1.872.408 1.796.876 3.643.141
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 9.208.451 8.826.592 10.466.341
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (3.087.004) (5.197.279) (19.534.818)
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento (6.626.914) (2.132.063) 25.141.075
RECPAM (9.009) (98.193) (3.460.313)
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 168.433 (762.932) 5.726.310
Diferencia de conversión y de cambio del efectivo y equivalentes de efectivo 270.511 1.210.140 2.689.416
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio 1.796.876 3.643.141 24.671.152
----- End of picture text -----

Otra información contable

En la siguiente tabla se concilia nuestro EBITDA Ajustado con nuestros resultados operativos en virtud de las NIIF, para los ejercicios indicados:

==> picture [334 x 91] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Resultado operativo 10.113.698 12.069.489 21.425.376
Depreciaciones 3.523.348 4.972.936 13.322.346
EBITDA Ajustado (No auditado) 13.637.046 17.042.425 34.747.722
----- End of picture text -----

b) INDICADORES FINANCIEROS

La siguiente tabla muestra información complementaria seleccionada consolidada no ajustada a las NIIF de GEMSA para los ejercicios indicados.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

158

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

2021 2022 2023 Liquidez ( Activo corriente / Pasivo corriente ) 1,66 1,00 0,56 Solvencia ( Patrimonio / Pasivo ) 0,26 0,22 0,15 Inmovilización de capital ( Activo no corriente / Activo total ) 0,80 0,82 0,88 Rentabilidad ( Resultado del ejercicio anualizado / Patrimonio promedio ) 0,40 (0,09) 0,04	2021	2022	2023

c) CAPITALIZACION Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro establece el efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de GEMSA para los ejercicios indicados.

==> picture [343 x 268] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo 1.796.876 3.643.141 28.854.818
Deudas financieras corrientes
Sin Garantía 2.368.540 9.852.240 171.191.660
Con Garantía 7.052.351 22.921.854 57.280.221
Total deudas financieras corrientes 9.420.891 32.774.094 228.471.881
Deudas financieras no corrientes
Sin Garantía 31.664.206 65.671.975 323.220.569
Con Garantía 34.639.090 67.017.268 376.237.556
Total deudas financieras no corrientes 66.303.296 132.689.243 699.458.125
Endeudamiento total 75.724.187 165.463.337 927.930.006
Patrimonio 26.082.590 44.480.395 172.477.511
Capitalización y Endeudamiento 101.806.777 209.943.732 1.100.407.517
----- 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 [363 x 125] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2021 2022 2023
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
Arrendamiento financiero AR$ 206.093 66.672 385.930
Contrato de crédito USD 2.612.737 3.407.190 12.672.355
Obligaciones negociables AR$ y USD 32.663.986 93.914.348 627.118.833
Bono internacional USD 38.786.528 64.521.074 208.014.367
Otros préstamos bancarios AR$ y USD 1.389.843 3.326.893 23.475.419
Caución a sola firma AR$ 65.000 227.160 49.119.469
Sociedades relacionadas AR$ - - 7.143.633
Total deuda 75.724.187 165.463.337 927.930.006
----- End of picture text -----

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

159

d) CAPITAL SOCIAL

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.

e) CAMBIOS SIGNIFICATIVOS

Co-emisión de obligaciones negociables clase XXVIII, XXIX, XXX y XXIV adicionales de GEMSA y

CTR

En fecha 8 de marzo de 2024, GEMSA y CTR emitieron las obligaciones clase XXVIII, denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 8 de marzo de 2026, por un valor nominal total de US$ 5.547.802. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXVIII. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa nominal anual del 9,5% a ser pagada semestralmente en las siguientes fechas: 8 de septiembre de 2024, 8 de marzo de 2025, 8 de septiembre de 2025 y el 8 de marzo de 2026.

Asimismo, en fecha 8 de marzo de 2024, GEMSA y CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXIX, denominadas y pagaderas en Pesos, a tasa de interés variable, con vencimiento el 8 de marzo de 2025, por un valor nominal de $ 1.696.417.478. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXIX. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa equivalente a la tasa de referencia aplicable más un margen del 5%, a ser pagada trimestralmente en las siguientes fechas: 8 de junio de 2024, 8 de septiembre de 2024, 8 de diciembre de 2024 y 8 de marzo de 2025.

También, en fecha 8 de marzo de 2024, GEMSA y CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXX, denominadas en UVA y pagaderas en pesos al valor UVA aplicable, a tasa de interés fija, con vencimiento el 8 de marzo de 2027, por un valor nominal de 6.037.123 UVAs. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXX. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XXX no devengará intereses.

Por último, el 8 de marzo de 2024, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXIV adicional, cuyos términos y condiciones, a excepción de su fecha de emisión y liquidación, el tipo de cambio de integración y el precio de emisión, mantienen los mismos términos y condiciones que las obligaciones negociables clase XXIV original. Las obligaciones negociables clase XXIV adicionales fueron emitidas por un valor nominal de U$S 1.911.133. El total emitido de las obligaciones negociables clase XXIV ascendió a la suma de U$S 17.243.382.

f) RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Resultados Operativo

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $63.748.364 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, comparado con los $26.184.016 miles para el ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $37.564.348 miles (143%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, la venta de energía fue de 2.536 GW, lo que representa un aumento del 14% comparado con los 2.230 GW para el ejercicio 2022.

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160

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
GW
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 863 467 (396) (46%)
Venta de energía Plus 698 744 46 7%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 491 1.067 576 117%
Venta de energía Res. 21 178 258 80 45%
2.230 2.536 306 14%
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A continuación, se incluyen las ventas para cada mercado:

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 9.754.286 19.456.315 9.702.029 99%
Venta de energía Plus 6.051.831 18.780.118 12.728.287 210%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 2.430.599 6.199.624 3.769.025 155%
Venta de energía Res. 21 7.947.300 19.312.307 11.365.007 143%
26.184.016 63.748.364 37.564.348 143%
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A continuación, se describen los principales ingresos de GEMSA, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 en comparación con el ejercicio al año anterior:

(i) $6.199.624 miles por ventas de energía bajo Res. 95 mod. y Mercado Spot, lo que representó un aumento del 155% respecto de los $2.430.599 miles para el ejercicio 2022. Esto se debe al aumento de tarifa y a que la cantidad de GW de energía vendida fue mayor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, respecto el ejercicio 2022. Además, el 18 de junio de 2022, venció el Contrato de Demanda Mayorista (Resolución SE 220/07) de la unidad TG01 de CTR, pasando a ser considerada máquina de base. Por otra parte, el 8 de diciembre de 2023, la turbina de gas TG04 quedó habilitada comercialmente operando con gas natural en el marco de la Resolución 287/2017 y sus modificatorias.
(ii) $18.780.118 miles por ventas de energía Plus, lo que representó un aumento del 210% respecto de los $6.051.831 miles para el ejercicio 2022. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un aumento en el despacho de energía y un incremento en el tipo de cambio.
(iii) $19.456.315 miles 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 99% respecto de los $9.754.286 miles del ejercicio 2022. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un incremento en el tipo de cambio y una disminución en la cantidad de energía vendida. La disminución en la cantidad vendida se debe, principalmente, al vencimiento del Contrato de Demanda Mayorista (Resolución SE 220/07) de la unidad TG01 de CTR en junio de 2022, pasando a ser considerada máquina de base, y al siniestro ocurrido el 24 de marzo de 2023 en la unidad TG01 de CTF, dejándola fuera de servicio hasta julio de 2023.
(iv) $19.312.307 miles por ventas de energía bajo Res. 21, lo que representó un aumento del 143% respecto de los $7.947.300 miles para el ejercicio 2022. Esto se debe principalmente a un aumento en la cantidad vendida y un incremento en el tipo de cambio para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, respecto el ejercicio 2022.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue de $37.310.991 miles comparado con $13.169.725 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $24.141.266 miles (183%).

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161

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (5.367.107) (11.883.769) (6.516.662) 121%
Consumo de gas y gasoil de planta (30.902) (4.541.853) (4.510.951) 14598%
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (1.188.451) (2.820.938) (1.632.487) 137%
Plan de beneficios definidos (17.722) (37.888) (20.166) 114%
Servicios de mantenimiento (902.343) (2.430.882) (1.528.539) 169%
Depreciación de propiedades, planta y equipo (4.972.936) (13.322.346) (8.349.410) 168%
Seguros (386.961) (1.307.386) (920.425) 238%
Otros (303.303) (965.929) (662.626) 218%
Costo de ventas (13.169.725) (37.310.991) (24.141.266) 183%
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A continuación, se describen los principales costos de venta de GEMSA, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 en comparación con el ejercicio el año anterior:

(i) $11.883.769 miles por compras de energía eléctrica, lo que representó un aumento del 121% respecto de $5.367.107 miles para el ejercicio 2022, debido a la mayor venta en cantidad de GW.
(ii) $4.541.853 miles por consumo de gas, lo que representó un aumento de $4.510.951 miles respecto de los $30.902 miles para el ejercicio 2022, debido a la habilitación, en abril de 2023, del autogenerador de CTMM que consume gas reconocido parcialmente por CAMMESA.
(iii) $13.322.346 miles por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó un aumento del 168% respecto de los $4.972.936 miles para el ejercicio 2022. Esta variación se origina, principalmente, por las altas de propiedades, planta y equipo ocurridas durante los últimos doce meses. Esto no implica una salida de caja.
(iv) $2.820.938 miles por sueldos, jornales y cargas sociales, lo que representó un aumento del 137% respecto de los $1.188.451 miles para el ejercicio 2022. Dicha variación se explica por los incrementos salariales.
(v) $2.430.882 miles por servicios de mantenimiento, lo que representó un aumento del 169% respecto de los $902.343 miles para el ejercicio 2022. Esto se debe principalmente a un incremento del despacho y un aumento en el tipo de cambio para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, respecto el ejercicio 2022.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 arrojó una ganancia de $26.437.373 miles, comparado con una ganancia de $13.014.291 miles para el ejercicio 2022, representando un aumento de $13.423.082 miles.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fueron de $153.653 miles comparado con los $72.879 miles para el ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $80.774 miles. En parte, se debe al cambio en las alícuotas de impuesto a los ingresos brutos sobre la generación de energía y la variación en el monto de ventas, dado por el incremento en el tipo de cambio.

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2022	2023	Var.	Var. %
	(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones	(72.879) (153.653)		(80.774) 111%
Gastos de comercialización	(72.879) (153.653)		(80.774) 111%

Gastos de administración

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $4.876.646 miles, comparado con los $2.019.274 miles para el ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $2.857.372 miles (142%).

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162

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Sueldos, cargas sociales y beneficios al personal (115.609) (388.655) (273.046) 236%
Honorarios y retribuciones por servicios (1.475.426) (3.448.629) (1.973.203) 134%
Honorarios directores (166.779) (109.107) 57.672 (35%)
Viajes y movilidad y gastos de representación (78.219) (467.262) (389.043) 497%
Tasas e impuestos (37.735) (56.878) (19.143) 51%
Donaciones (7.423) (10.663) (3.240) 44%
Diversos (138.083) (395.452) (257.369) 186%
Gastos de administración (2.019.274) (4.876.646) (2.857.372) 142%
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Los principales componentes de los gastos de administración de GEMSA son los siguientes:

(i) $3.448.629 miles de honorarios profesionales, lo que representó un aumento del 134% respecto de los $1.475.426 miles para el ejercicio 2022. Dicha variación se debe al aumento de los gastos por facturación de servicios administrativos realizados por RGA.
(ii) $109.107 miles de honorarios de directores, lo que representó una disminución del 35% comparado con los $166.779 miles para el ejercicio 2022. Corresponde a la provisión de honorarios de directores de GEMSA y CTR por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023.

Otros Ingresos y Egresos Operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $49.032 miles lo que representó una disminución del 96%, comparado con los $1.149.718 miles para el ejercicio 2022, que incluían los ingresos de GMSA por un recupero de servicio de almacenaje y despacho.

Otros Egresos y Egresos Operativos

Los otros egresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $30.730 miles, aumentando $28.363 miles con respecto al ejercicio 2022.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue una ganancia de $21.425.376 miles, comparado con una ganancia de $12.069.489 miles para el ejercicio 2022, representando un aumento de $9.355.887 miles (78%).

Resultados financieros

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 totalizaron una pérdida de $15.139.608 miles, comparado con una pérdida de $14.346.404 miles para el ejercicio 2022, representando un aumento de $793.204 miles (6%).

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2022	2023	Var.	Var. %
	(en miles de pesos)
Intereses comerciales netos Intereses por préstamos Gastos y comisiones bancarias Diferencia de cambio neta Diferencia de cotización UVA RECPAM Otros resultados financieros	918.040 (3.480.737) (8.949.809) (26.911.468) (173.112) (1.489.734) 1.075.900 41.346.791 (5.702.181) (21.253.059) (103.819) (6.521.050) (1.411.423) 3.169.649		(4.398.777) (479%) (17.961.659) 201% (1.316.622) 761% 40.270.891 3743% (15.550.878) 273% (6.417.231) 6181% 4.581.072 (325%)
Resultados financieros y por tenencia, netos	(14.346.404) (15.139.608)		(793.204) 6%

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

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163

(i) $26.911.468 miles de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un aumento del 201% respecto de los $8.949.809 miles de pérdida para el ejercicio 2022. Dicha variación se debe a un aumento de la deuda financiera.
(ii) $41.346.791 miles de ganancia por diferencias de cambio netas, lo que representó un aumento de $40.270.891 miles respecto de los $1.075.900 miles de ganancia del ejercicio 2022.
(iii) $21.253.059 miles de pérdida por diferencia de cotización UVA, lo que representó un aumento del 273% comparado con la pérdida de $5.702.181 miles para el ejercicio 2022, dado por un aumento de las obligaciones negociables emitidas por el Grupo, denominadas en UVAs.

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, GEMSA registra una ganancia antes de impuestos de $5.532.878 miles, comparada con una pérdida de $2.405.334 miles para el ejercicio 2022, lo que representa un aumento de $7.938.212 miles.

El resultado negativo de impuesto a las ganancias fue de $1.258.374 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, lo que representa una disminución de $1.359.839 miles en comparación con los $101.465 miles del ejercicio 2022.

Resultado neto

El resultado neto por operaciones continuas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue una ganancia de $4.274.504 miles, comparada con los $2.303.869 miles de pérdida para el ejercicio 2022, lo que representa una disminución de la pérdida de $6.578.373 miles.

El resultado por operaciones discontinuadas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 disminuyó 100% comparado con los $772.918 miles de pérdida para el ejercicio 2022, dado por la finalización del contrato de locación entre GROSA y CTS.

El resultado del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue una ganancia de $4.274.504 miles, lo que representó una disminución de la pérdida de $ 7.351.291 miles, comparada a la pérdida de $3.076.787 miles del ejercicio 2022.

Resultados integrales

La ganancia por los otros resultados integrales, por operaciones continuas, del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue de $132.178.542 miles, e incluyen la variación en los planes de pensión y su efecto en el impuesto a las ganancias y las diferencias de conversión, representando un aumento del 522% en comparación con los $21.260.515 miles para el ejercicio 2022.

El otro resultado integral por operaciones discontinuadas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 disminuyó un 100% con respecto a la ganancia de $32.893 miles del ejercicio 2022, correspondiente al plan de pensiones y su efecto en el impuesto a las ganancias de GROSA.

El resultado integral total del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue una ganancia de $136.453.046 miles, representando un aumento de 649% respecto de la ganancia integral para el ejercicio 2022, de $18.216.621 miles.

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $26.184.016 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, comparado con los $19.752.488 miles para el ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $ 6.431413.528 miles (33%).

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, la venta de energía fue de 2.230 GW, lo que representa una disminución del 2% comparado con los 2.267 GW para el ejercicio 2021, dada principalmente por el vencimiento del contrato de demanda mayorista (Resolución SE 220/07) de la unidad TG01 de CTR en junio de 2022, pasando a ser considerada máquina de base, y a la restitución por parte de GROSA de la Central Térmica Sorrento a Sorrento S.A., en mayo de 2022, y posterior finalización de su gerenciamiento.

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164

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
GW
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 1.272 863 (409) (32%)
Venta de energía Plus 653 698 45 7%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 153 491 338 221%
Venta de energía Res. 21 189 178 (11) (6%)
2.267 2.230 (37) (2%)
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A continuación, se incluyen las ventas para cada mercado:

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 9.614.315 9.754.286 139.971 1%
Venta de energía Plus 3.706.901 6.051.831 2.344.930 63%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 706.558 2.430.599 1.724.041 244%
Venta de energía Res. 21 5.724.714 7.947.300 2.222.586 39%
19.752.488 26.184.016 6.431.528 33%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales ingresos de GEMSA, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 en comparación con el ejercicio del año anterior:

(i) $2.430.599 miles por ventas de Mercado Spot, lo que representó un aumento del 244% respecto de los $706.558 miles para el ejercicio 2021. Esto se debe al aumento de tarifa y a que la cantidad de GW de energía vendida fue mayor para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, respecto el ejercicio 2021, dada principalmente por el vencimiento del contrato de demanda mayorista (Resolución SE 220/07) de la unidad TG01 de CTR en junio de 2022, pasando a ser remunerada bajo esta modalidad.
(ii) $6.051.831 miles por ventas de Energía Plus, lo que representó un aumento del 63% respecto de los $3.706.901 miles para el ejercicio 2021. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un aumento en el despacho de energía y un incremento en el tipo de cambio.
(iii) $9.754.286 miles 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 1% respecto de los $9.614.315 miles del ejercicio 2021. Dicha variación se explica principalmente por el efecto neto entre un incremento en el tipo de cambio y una disminución en la cantidad de energía vendida, dada por la finalización del contrato de demanda mayorista de la unidad TG01 de CTR, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, respecto el ejercicio 2021.
(iv) $7.947.300 miles por ventas de energía bajo Res.21, lo que representó un aumento del 29% respecto de los $5.724.714 miles para el ejercicio 2021. Esto se debe principalmente a un incremento del tipo de cambio para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, respecto el ejercicio 2021.

Costo de ventas

El costo de ventas total para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue de $13.169.725 miles comparado con $8.562.343 miles para el ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $4.607.382 miles (54%).

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165

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Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (3.112.264) (5.367.107) (2.254.843) 72%
Consumo de gas y gasoil de planta (186.986) (30.902) 156.084 (83%)
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (686.768) (1.188.451) (501.683) 73%
Plan de beneficios definidos (8.340) (17.722) (9.382) 112%
Servicios de mantenimiento (607.532) (902.343) (294.811) 49%
Depreciación de propiedades, planta y equipo (3.523.348) (4.972.936) (1.449.588) 41%
Seguros (256.879) (386.961) (130.082) 51%
Otros (180.226) (303.303) (123.077) 68%
Costo de ventas (8.562.343) (13.169.725) (4.607.382) 54%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales costos de venta de GEMSA en miles de pesos, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 en comparación con el ejercicio del año anterior: (i) $5.367.107 miles por compras de energía eléctrica, lo que representó un aumento del 72% respecto de $3.112.264 miles para el período de 2021, debido a la mayor venta en cantidad de GW.

(ii) $4.972.936 miles por depreciación de propiedades, planta y equipo, lo que representó un aumento del 41% respecto de los $3.523.348 miles para el ejercicio 2021. Esta variación se origina, principalmente, por las altas de propiedades, planta y equipo durante el ejercicio. Este punto no implica una salida de caja.
(iii) $1.188.451 miles por sueldos, jornales y cargas sociales, lo que representó un aumento del 73% respecto de los $686.768 miles para el ejercicio 2021. Dicha variación se explica por los incrementos salariales.
(iv) $902.343 miles por servicios de mantenimiento, lo que representó un aumento del 49% respecto de los $607.532 miles para el período de 2021. Esto se debe principalmente a un incremento del tipo de cambio para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, respecto el ejercicio 2021.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 arrojó una ganancia de $13.014.291 miles, comparado con una ganancia de $11.190.145 miles para el ejercicio 2021, representando un aumento de $1.824.146 miles. Dicha variación se explica principalmente por un incremento en el tipo de cambio.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fueron de $72.879 miles, comparado con los $49.007 miles para el ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $23.872 miles. En parte, se debe al cambio en las alícuotas de impuesto a los ingresos brutos sobre la generación de energía y la variación en el monto de ventas, dado por el incremento en el tipo de cambio.

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2021	2022	Var.	Var. %
	(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones Gastos de comercialización	(49.007) (72.879) (49.007) (72.879)		(23.872) 49%
			(23.872) 49%

Gastos de administración

Los gastos de administración para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendieron a $2.019.274 miles, comparado con los $1.027.814 miles para el ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $991.460 miles (96%).

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166

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----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Sueldos, cargas sociales y beneficios al personal (99.164) (115.609) (16.445) 17%
Honorarios y retribuciones por servicios (698.951) (1.475.426) (776.475) 111%
Honorarios directores (75.287) (166.779) (91.492) 122%
Viajes y movilidad y gastos de representación (42.403) (78.219) (35.816) 84%
Tasas e impuestos (39.073) (37.735) 1.338 (3%)
Donaciones (4.002) (7.423) (3.421) 85%
Diversos (68.934) (138.083) (69.149) 100%
Gastos de administración (1.027.814) (2.019.274) (991.460) 96%
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Los principales componentes de los gastos de administración de GEMSA son los siguientes:

(i) $1.475.426 miles de honorarios profesionales, lo que representó un aumento del 111% respecto de los $698.951 miles para el ejercicio 2021. Dicha variación se debe al aumento de los gastos por facturación de servicios administrativos realizados por RGA.
(ii) $166.779 miles de honorarios de directores, lo que representó un aumento del 122% comparado con los $75.287 miles para el ejercicio 2021. Corresponde a la provisión de honorarios de directores de GEMSA y CTR por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022.

Otros Ingresos y Egresos Operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 descendieron a $4.660 miles lo que representó una disminución del 92%, comparado con los $55.960 miles para el ejercicio 2020.

Otros Egresos y Egresos Operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendieron a $1.149.718 miles lo que representó un aumento de $1.149.327, comparado con los $391 miles para el ejercicio 2021. Se debe a los ingresos de GEMSA por un recupero de servicio de almacenaje y despacho.

Los otros egresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 aumentaron $2.350 miles con respecto al ejercicio 2021, de $17 miles a $2.367 miles.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una ganancia de $12.069.489 miles, comparado con una ganancia de $10.113.698 miles para el ejercicio 2021, representando un aumento de $1.955.791 miles (19%).

Resultados financieros

Los resultados financieros para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 totalizaron una pérdida de $14.346.404 miles, comparado con una pérdida de $8.972.579 miles para el ejercicio 2021, representando un aumento de $5.373.825 miles (60%).

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2021	2022	Var.	Var. %
	(en miles de pesos)
Intereses comerciales netos Intereses por préstamos Gastos y comisiones bancarias Diferencia de cambio neta Desvalorización de activos Diferencia de cotización UVA RECPAM Otros resultados financieros	226.694 918.040 (6.448.264) (8.949.809) (44.991) (173.112) (682.694) 1.075.900 (200.625) - (1.275.545) (5.702.181) 47.357 (103.819) (594.511) (1.411.423)		691.346 305% (2.501.545) 39% (128.121) 285% 1.758.594 (258%) 200.625 (100%) (4.426.636) 347% (151.176) (319%) (816.912) 137%
Resultados financieros y por tenencia, netos	(8.972.579) (14.346.404)		(5.373.825) 60%

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

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(i) $8.949.809 miles de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un aumento del 39% respecto de los $6.448.264 miles de pérdida para el ejercicio 2021. Dicha variación se debe a un aumento de la deuda financiera generado por los proyectos de inversión.
(ii) $1.075.900 miles de ganancia por diferencias de cambio netas, lo que representó una disminución de la pérdida de $1.758.594 miles respecto de los $682.694 miles de pérdida del ejercicio 2021.
(iii) $5.702.181 miles de pérdida por diferencia de cotización UVA, lo que representó un aumento del 347% comparado con la pérdida de $1.275.545 para el ejercicio 2021, dado por un aumento de las obligaciones negociables emitidas por el Grupo, denominadas en UVA.

Resultado antes de impuestos

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, GEMSA registra una pérdida antes de impuestos de $2.405.334 miles, comparada con una ganancia de $1.092.145 miles para el ejercicio 2021, lo que representa una disminución de $3.497.479 miles.

El resultado positivo de impuesto a las ganancias fue de $101.465 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, lo que representa una disminución de 99% en comparación con los $7.123.588 miles de ganancia del ejercicio 2021. Dicha variación se debe, principalmente, al reconocimiento del ajuste por inflación impositivo sobre los quebrantos acumulados, a partir del ejercicio 2021.

Resultado neto

El resultado neto por operaciones continuas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una pérdida de $2.303.869 miles, comparada con los $8.215.733 miles de ganancia para el ejercicio 2021, lo que representa una disminución de $10.519.602 miles (128%).

El resultado por operaciones discontinuadas correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una pérdida de $772.918 miles, comparada con los $133.899 miles de pérdida para el ejercicio 2021, lo que representa un aumento de $639.019 miles, dado por la finalización del contrato de locación entre GROSA y Sorrento S.A.

El resultado del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una pérdida de $3.076.787 miles, lo que representó una disminución de $11.158.621 miles, comparada a la ganancia de $8.081.834 miles del ejercicio 2021.

Resultados integrales

La ganancia por los otros resultados integrales por operaciones continuas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue de $21.206.515 miles, e incluyen la variación en los planes de pensión y su efecto en el impuesto a las ganancias y las diferencias de conversión, representando un aumento del 898% en comparación con los $2.130.442 miles para el ejercicio 2021, que incluían diferencias de conversión, planes de beneficios definidos y cambio de alícuota sobre el impuesto a las ganancias del revalúo de propiedades, planta y equipo.

El otro resultado integral por operaciones discontinuadas del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una ganancia de $32.893 miles, representando una disminución de $35.963 miles de la pérdida de $3.070 del ejercicio 2021.

El resultado integral total del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue una ganancia de $18.216.621 miles, representando un aumento de $8.007.415 miles respecto de la ganancia integral para el ejercicio 2021, de $10.209.206 miles.

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

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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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Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, se generaron fondos netos por $10.466.341 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $32.602.824 miles, absorbido principalmente por un aumento en créditos por ventas y otros créditos de $21.799.313 miles. compensado parcialmente por una disminución en deudas comerciales de $3.837.332 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 2023 fueron de $19.534.818 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 2023 fueron de $25.141.075, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $128.033.003 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $98.394.502 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, se generaron fondos netos por $8.826.592 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $16.762.611 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $4.727.947 miles, compensado parcialmente por un aumento en créditos por ventas y otros créditos de $2.561.867 miles.

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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 2022 fueron de $5.197.279 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 2022 fueron de $2.132.063, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $27.798.039 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $29.555.048 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, se generaron fondos netos por $9.208.451 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $13.432.828 miles, absorbido principalmente por una disminución en deudas comerciales de $5.093.490 miles, compensado parcialmente por una disminución en otros créditos y créditos por ventas de $1.829.154 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 2021 fueron de $3.087.004 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 2021 fueron de $6.626.914, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $13.512.238 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $19.540.784 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:

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Títulos de Deuda

Obligaciones Negociables de GEMSA

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 emitida por un total de 36,6 millones UVAs (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 cuotas consecutivas pagaderas mensualmente a partir de

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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 desde la fecha de emisión, existiendo la opción de capitalizar los intereses hasta el mes 31 contado a partir de la fecha de emisión. La clase XVI fue emitida 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 desde la fecha de emisión, existiendo la opción a capitalizar los intereses hasta el mes 31 contado a partir de la fecha de emisión.

Con fecha 21 de febrero de 2022, GEMSA anunció el lanzamiento de una solicitud de consentimiento dirigida a los tenedores de sus obligaciones negociables clase XV y sus obligaciones negociables clase XVI, con el fin de modificar ciertos compromisos asumidos bajo dicha emisión y modificar los términos del CCEE adjudicado en el marco de la Resolución SEE 287/2017, a fin de manifestar una nueva fecha comprometida extendida (la “Solicitud de Consentimiento Ezeiza”).

La Solicitud de Consentimiento Ezeiza fue instrumentada mediante el prospecto de solicitud de consentimiento de fecha 21 de febrero de 2022, el cual fue publicado en la AIF mediante el ID 2857175. Conforme lo anunciado por el hecho relevante publicado en la AIF de fecha 25 de febrero de 2022 bajo el ID 2858891, GEMSA logró obtener el consentimiento de (i) los tenedores de 36.011.305 UVAs de valor nominal de las obligaciones negociables clase XV, que representan el 98,33% del valor nominal de las obligaciones negociables clase XV en circulación y (ii) los tenedores de U$S 98.772.758 de valor nominal de las obligaciones negociables clase XVI, que representan el 100% del valor nominal de las obligaciones negociables clase XVI en circulación.

Con fecha 23 de mayo de 2022, GEMSA emitió las obligaciones negociables clases XVII, XVIII y XIX, por un total en conjunto equivalente a U$S 125 millones con el objeto de financiar el cierre de ciclo de la Central Térmica Maranzana (el “Proyecto”). Las obligaciones negociables clases XVII, XVIII y XIX tienen recurso limitado y exclusivo en los términos del art. 3 de la Ley de Obligaciones Negociables. Asimismo, las obligaciones negociables clases XVII, XVIII y XIX están garantizadas por un fideicomiso con fines de garantía y pago, con garantía real de prenda sobre ciertos activos y contarán con el beneficio de un seguro de caución.

Las garantías son:

En todo momento hasta la total cancelación de todos los montos debidos bajo las obligaciones negociables clases XVII, XVIII y XIX:
Un fideicomiso con fines de garantía y pago.
La prenda de una turbina de gas Siemens SGT-800 de potencia nominal 54 MW, una turbina de vapor Siemens SST-600 de potencia nominal 67 MW y tres Calderas de Recuperación de vapor marca VOGT, modelo HRSG, boiler de alta presión, junto con sus equipos accesorios.
Hasta la fecha en que finalice el Proyecto:
La prenda de dos turbinas Siemens SGT-800 de doble combustible de 50 MW junto con sus accesorios.
Un seguro de caución.

Las condiciones se detallan a continuación:

1) Obligaciones negociables clase XVII:

Capital: por un valor nominal de U$S 24,3 millones.

Intereses: 3,5% nominal anual, 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 desde la fecha de emisión, existiendo la opción de capitalizar los intereses hasta el mes 31 contado a partir de la fecha de emisión, en cada caso, el día 28 de cada mes calendario que corresponda o, de no ser un Día Hábil, el primer Día Hábil posterior.

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Amortización: el capital de las obligaciones negociables clase XVII será amortizado en 29 cuotas consecutivas pagaderas mensualmente a partir de enero 2025.

Integración: las obligaciones negociables clase XVII fueron integradas en pesos al valor del tipo de cambio inicial.

El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XVII a la fecha del Prospecto asciende a U$S 25.573.878.

2) Obligaciones negociables clase XVIII:

Capital: por un valor nominal de 14,9 millones de UVAs (equivalentes al momento de la fecha de emisión a U$S 15,0 millones).

Intereses: las obligaciones negociables clase XVII no devengará intereses.

Amortización: el capital de las obligaciones negociables clase XVIII será amortizado en 29 cuotas consecutivas pagaderas mensualmente a partir de enero 2025.

Integración: las obligaciones negociables clase XVIII fueron integradas en pesos al valor UVA inicial.

El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XVIII a la fecha del Prospecto asciende a 14,9 millones UVA.

3) Obligaciones negociables clase XIX:

Capital: por un valor nominal de U$S 85,7 millones.

Intereses: 6,50% nominal anual, 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 desde la fecha de emisión, existiendo la opción a capitalizar los intereses hasta el mes 31 contado a partir de la fecha de emisión, en cada caso, el día 28 de cada mes calendario que corresponda o, de no ser un Día Hábil, el primer Día Hábil posterior.

Amortización: el capital de las obligaciones negociables clase XIX será amortizado en 60 cuotas consecutivas pagaderas mensualmente a partir de junio 2027.

Integración: las obligaciones negociables clase XIX fueron integradas en pesos al tipo de cambio inicial.

El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XIX a la fecha del Prospecto asciende a U$S 94.447.026.

Obligaciones Negociables emitidas bajo el presente Programa

Con fecha 26 de septiembre de 2017 por Resolución N° RESFC-2017-18947-APN-DIR#CNV la CNV aprobó la creación del presente Programa. 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 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. 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 medida o valor fue autorizada por Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV N° DI-2021-3-APN-GE#CNV de fecha 23 de febrero de 2021. La prórroga de la vigencia del plazo del Programa y modificación de los términos y condiciones del Programa a fin de remover toda referencia a Albanesi como garante de las Obligaciones Negociables del Programa fue aprobada por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición N° DI-2022-28-APN-GE#CNV de fecha 2 de junio de 2022. El aumento del monto del Programa de U$S700.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) a U$S1.000.000.000 (o su equivalente en otras monedas o unidades de medida o valor) fue aprobado por la Gerencia de Emisoras de la CNV mediante Disposición Nº DI-2023-31-APN-GE#CNV de fecha 5 de julio de 2023. La modificación de los términos del prospecto de Programa a los fines de permitir a las Compañías la emisión de Obligaciones Negociables tipificadas como temáticas, incluyendo sin limitación, como

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sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado ha sido autorizado por Disposición Nº DI-2024-11-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV con fecha 23 de febrero de 2024.

Con fecha 9 de abril de 2021, GEMSA y CTR realizaron la co-emisión de las obligaciones negociables clase IX en el marco del Programa. La clase IX fue colocada por un monto total de US$4.265.575, a una tasa fija del 12,5% nominal anual, con pagos trimestrales de intereses, con vencimiento el 9 de abril de 2024. La amortización de capital de las obligaciones negociables clase IX se realiza en 3 cuotas consecutivas, equivalentes al: 33% para la primera cuota, 33% para la segunda cuota y 34% para la tercera cuota, en las siguientes fechas: 9 de abril de 2022; 9 de abril de 2023 y 9 de abril de 2024. El saldo de capital de las obligaciones negociables clase IX a la fecha del Prospecto asciende a U$S 1.450.296.

Con fecha 1 de diciembre de 2021 GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase X, denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses con vencimiento el 1 de diciembre de 2027, por un valor nominal de US$325.395.255 (las “Obligaciones Negociables Clase X”). Las Obligaciones Negociables Clase X fueron integradas en especie mediante la entrega de (a) obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, co-emitidas por las Sociedades en fechas 27 de julio de 2016 y 5 de diciembre de 2017 por un monto total de US$336.000.000, en el marco de la Resolución N° 18.110 de la CNV, denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses, a una tasa de interés fija del 9,625% nominal anual y con vencimiento en 2023, y (b) ciertos créditos preexistentes por un monto de US$51.217.055, con vencimiento en 2023. El capital de las Obligaciones Negociables Clase X será abonado en doce (12) cuotas pagaderas de la siguiente forma: 2% el 1 de febrero de 2022, 3,50% el 1 de diciembre de 2022, 3,50% el 1 de junio de 2023, 7% el 1 de diciembre de 2023, 10% el 1 de junio de 2024, 10% el 1 de diciembre de 2024, 10% el 1 de junio de 2025, 10% el 1 de diciembre de 2025, 10% el 1 de junio de 2026, 10% el 1 de diciembre de 2026, 10% el 1 de junio de 2027, 14% el 1 de diciembre de 2027. El capital no amortizado de las Obligaciones Negociables Clase X devengará intereses a una tasa de interés fija nominal anual del 9,8750%. Los intereses de las Obligaciones Negociables Clase X se abonarán a mes vencido el 1 de febrero de 2022 y el 1 de junio de 2022, y posteriormente se pagarán semestralmente a mes vencido cada 1 de junio y 1 de diciembre de cada año, comenzando en 1 de diciembre de 2022. El saldo de capital de las Obligaciones Negociables Clase X a la fecha del Prospecto asciende a U$S 273.332.014.

Con fecha 12 de noviembre de 2021, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XI, denominadas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija nominal anual de 6%, con vencimiento el 12 de noviembre de 2024, ofrecidas al público inversor en dos series totalmente fungibles entre sí la serie A de la clase XI y la serie B de la clase XI, por un valor nominal de US$38.654.809. La serie A fue integrada en especie mediante la entrega de (i) obligaciones negociables clase V emitidas por GEMSA y CTR el 27 de noviembre de 2020 por un valor nominal de US$14.369.484; (ii) obligaciones negociables clase VII emitidas por las Sociedades el 11 de marzo de 2021 por un valor nominal de US$7.707.573; y (iii) obligaciones negociables clase VIII emitidas por las Sociedades el 11 de marzo de 2021 por un valor nominal de 41.936.497 UVAs. La serie B fue integrada en efectivo, en pesos al tipo de cambio de integración. El capital de las obligaciones negociables clase XI será abonado en cuatro (4) cuotas consecutivas, cada una de ellas por un monto equivalente al 25% del valor nominal de las obligaciones negociables clase XI, en las siguientes fechas: 12 de febrero de 2024, 12 de mayo de 2024, 12 de agosto de 2024 y 12 de noviembre de 2024. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XI devengará intereses a una tasa nominal anual del 6%, pagadera en forma trimestral, el 12 de febrero de 2022, 12 de mayo de 2022, 12 de agosto de 2022, 12 de noviembre de 2022, 12 de febrero de 2023, 12 de mayo de 2023, 12 de agosto de 2023, 12 de noviembre de 2023, 12 de febrero de 2024, 12 de mayo de 2024, 12 de agosto de 2024 y 12 de noviembre de 2024. El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XI a la fecha del Prospecto asciende a U$S 28.991.107.

Asimismo, con fecha 12 de noviembre de 2021, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XII, denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo, a tasa de interés fija nominal anual de 4,6% con vencimiento el 12 de noviembre de 2014, ofrecidas al público inversor en dos series totalmente fungibles entre sí la serie A de la clase XII y la serie B de la clase XII, por un valor nominal de 48.161.545 UVAs (equivalente a $4.463.611.991 al momento de la emisión). La serie A fue integrada en especie mediante la entrega de obligaciones negociables clase VIII emitidas por las Sociedades el 11 de marzo de 2021 por un valor nominal de 41.936.497 UVAs, y la serie B fue integrada efectivo, en pesos al valor UVA inicial. Las obligaciones negociables clase XII serán amortizadas en cuatro (4) cuotas consecutivas, cada una de ellas por un monto equivalente al 25% del valor nominal de las obligaciones negociables clase XII, en las siguientes fechas: 12 de febrero de 2024, 12 de mayo de 2024, 12 de agosto de 2024 y 12 de noviembre de 2024. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XII devengará intereses a una tasa nominal anual del 4,6%, pagadera en forma trimestral, el 12 de febrero de 2022, 12 de mayo de 2022, 12 de agosto de 2022, 12 de noviembre de 2022, 12 de febrero de 2023, 12 de mayo de 2023, 12 de agosto de 2023, 12 de noviembre de 2023, 12 de febrero de

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2024, 12 de mayo de 2024, 12 de agosto de 2024 y 12 de noviembre de 2024. El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XII a la fecha del Prospecto asciende a U$S 36.121.159.

Con fecha 18 de julio de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las Obligaciones Negociables Clase XIV, denominadas, integradas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 18 de julio de 2024, por un valor nominal de US$5.858.103. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las Obligaciones Negociables Clase XIV. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa de interés del 9,5%, la cual será pagada de forma semestral con fechas 18 de enero de 2023, 18 de julio de 2023, 18 de enero de 2024 y 18 de julio de 2024.

Asimismo, con fecha 18 de julio de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XV, denominadas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 18 de julio de 2025, por un valor nominal de US$27.659.195. Las obligaciones negociables clase XV fueron integradas en efectivo en pesos al tipo de cambio de integración. El capital de las obligaciones negociables clase XV será amortizado en siete (7) cuotas, equivalentes al: (i) 5% para la primera y segunda cuotas; (ii) 10% para la tercera y cuarta cuotas; (iii) 20% para la quinta cuota; y (iv) 25% para la sexta y séptima cuotas, del valor nominal inicial de las obligaciones negociables clase XV, en las siguientes fechas: 18 de julio de 2023, 18 de enero de 2024, 18 de julio de 2024, 18 de octubre de 2024, 18 de enero de 2025, 18 de abril de 2025 y 18 de julio de 2025. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XV devengará intereses a una tasa nominal anual del 3,5%, pagadera en forma trimestral, en las siguientes fechas: 18 de octubre de 2022, 18 de enero de 2023, 18 de abril de 2023, 18 de julio de 2023, 18 de octubre de 2023, 18 de enero de 2024, 18 de abril de 2024, 18 de julio de 2024, 18 de octubre de 2024, 18 de enero de 2025, 18 de abril de 2025 y 18 de julio de 2025. El saldo de capital de las obligaciones negociables clase XV a la fecha del Prospecto asciende a U$S 24.893.276.

También con fecha 18 de julio de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XVI, denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo, a tasa de interés fija, con vencimiento el 18 de julio de 2025, por un valor nominal de 15.889.019 UVAs. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XVI. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XVI no devengará intereses.

Con fecha 7 de noviembre de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XVII, denominadas, integradas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 7 de noviembre de 2024, por un valor nominal de US$11.485.823. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XVII. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa de interés del 9,5%, la cual será pagada de forma semestral el 7 de mayo de 2023, 7 de noviembre de 2023, 7 de mayo de 2024 y 7 de noviembre de 2024.

Asimismo, con fecha 7 de noviembre de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XVIII, denominadas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 7 de noviembre de 2024, por un valor nominal de US$21.107.536. Las obligaciones negociables clase XVIII fueron integradas: (i) en especie mediante la entrega de (a) obligaciones negociables clase V emitidas por GEMSA y CTR el 27 de noviembre de 2020 por un valor nominal de US$14.369.484, y (b) obligaciones negociables clase VII emitidas por las Sociedades el 11 de marzo de 2021 por un valor nominal de US$7.707.573; y (ii) en efectivo en pesos al tipo de cambio de integración. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XVIII. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XVIII devengará intereses a una tasa nominal anual del 3,75%, pagaderos en forma trimestral, en las siguientes fechas: 7 de febrero de 2023, 7 de mayo de 2023, 7 de agosto de 2023, 7 de noviembre de 2023, 7 de febrero de 2024, 7 de mayo de 2024, 7 de agosto de 2024 y 7 de noviembre de 2024.

También con fecha 7 de noviembre de 2022, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XIX, denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo, a tasa de interés fija, con vencimiento el 7 de noviembre de 2025, por un valor nominal de 11.555.422 UVAs. Las obligaciones negociables clase XIX fueron integradas: (i) en especie mediante la entrega de obligaciones negociables clase VIII emitidas por las Sociedades el 11 de marzo de 2021 por un valor nominal de 41.936.497 UVAs; (ii) en efectivo en pesos al valor UVA inicial. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XIX. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XIX devengará intereses a una tasa nominal anual del 1%, pagaderos en forma trimestral, en las siguientes fechas: 7 de febrero de 2023, 7 de mayo de 2023, 7 de agosto de 2023, 7 de noviembre de 2023, 7 de febrero de 2024, 7 de mayo de 2024, 7 de agosto de 2024, 7 de noviembre de 2024, 7 de febrero de 2025, 7 de mayo de 2025, 7 de agosto de 2025 y 7 de noviembre de 2025.

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Con fecha 17 de abril de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XX, denominadas, integradas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 27 de julio de 2025, por un valor nominal de US$19.361.471. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XX. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa de interés del 9,5%, la cual será pagada en las siguientes fechas: 27 de julio de 2023, 27 de enero de 2024, 27 de julio de 2024, 27 de enero de 2025 y el 27 de julio de 2025.

Asimismo, con fecha 17 de abril de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXI, denominadas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 17 de abril de 2025, por un valor nominal de US$25.938.005. Las obligaciones negociables clase XXI fueron integradas en pesos al tipo de cambio de integración. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XXI. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XXI devengará intereses a una tasa nominal anual del 5,50%, pagaderos en forma trimestral, en las siguientes fechas: 17 de julio de 2023, 17 de octubre de 2023, 17 de enero de 2024, 17 de abril de 2024, 17 de julio de 2024, 17 de octubre de 2024, 17 de enero de 2025 y el 17 de abril de 2025.

Con fecha 26 de julio de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXII, denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, incremental del 13,25%, con vencimiento el 26 de julio de 2026, por un valor nominal de US$74.999.000. La obligaciones negociables clase XXII fueron integradas: (i) en especie mediante la entrega de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, co-emitidas por las Sociedades en fechas 27 de julio de 2016 y 5 de diciembre de 2017 por un monto total de US$ 336.000.000, en el marco de la Resolución N° 18.110 de la CNV, denominadas y pagaderas en dólares estadounidenses, a una tasa de interés fija del 9,625% nominal anual y con vencimiento en 2023; y (ii) en efectivo en Dólares Estadounidenses. El capital de las obligaciones negociables clase XXII será amortizado en diez (10) cuotas trimestrales consecutivas en las siguientes fechas y de la siguiente manera: 6% del capital el 26 de abril de 2024, 6% del capital el 26 de julio de 2024, 6% del capital el 26 de octubre de 2024, 6% del capital el 26 de enero de 2025, 12% del capital el 26 de abril de 2025, 12% del capital el 26 de julio de 2025, 12% del capital el 26 de octubre de 2025, 12% del capital el 26 de enero de 2026, 14% del capital el 26 de abril de 2026 y 14% del capital el 26 de julio de 2026. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XXII devengará intereses a una tasa de interés del 13,25%, sujeto a una tasa de interés incremental. Los intereses de las obligaciones negociables clase XXII se abonarán en las siguientes fechas: el 26 de octubre de 2023, el 26 de enero de 2024, el 26 de abril de 2024, el 26 de julio de 2024, el 26 de octubre de 2024, el 26 de enero de 2025, el 26 de abril de 2025, el 26 de julio de 2025, el 26 de octubre de 2025, el 26 de enero de 2026, el 26 de abril de 2026 y el 26 de julio de 2026. Las obligaciones negociables clase XXII se encuentran garantizadas por un fideicomiso en garantía y ciertas prendas con registro en primer grado de privilegio.

Con fecha 20 de julio de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXIII, denominadas, integradas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 20 de enero de 2026, por un valor nominal de US$9.164.613. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXIII. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa de interés del 9,5% a ser pagada semestralmente en las siguientes fechas: 20 de enero de 2024, 20 de julio de 2024, 20 de enero de 2025, 20 de julio de 2025, y el 20 de enero de 2026.

Asimismo, el 20 de julio de 2023 y el 8 de marzo de 2024, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXIV, denominadas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 20 de julio de 2025, por un valor nominal total de US$ 17.243.382. El capital será amortizado íntegramente en la fecha de vencimiento de las obligaciones negociables clase XXIV. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XXIV devengará intereses a una tasa nominal anual del 5%, pagaderos en forma trimestral, en las siguientes fechas: 20 de octubre de 2023, 20 de enero de 2024, 20 de abril de 2024, 20 de julio de 2024, 20 de octubre de 2024, 20 de enero de 2025, 20 de abril de 2025 y 20 de julio de 2025.

Con fecha 12 de octubre de 2023 y 6 de diciembre de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXVI, denominadas en Dólares Estadounidenses y pagaderas en pesos al tipo de cambio de integración, a tasa de interés fija, con vencimiento el 12 de abril de 2026, por un valor nominal total de US$63.598.242. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXVI. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa nominal anual del 6,5% a ser pagada trimestralmente en las siguientes fechas: el 12 de enero de 2024, 12 de abril de 2024, 12 de julio de 2024, 12 de octubre de 2024, 12 de enero de 2025, 12 de abril de 2025, 12 de julio de 2025, 12 de octubre de 2025, 12 de enero de 2026 y el 12 de abril de 2026.

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También en fecha 12 de octubre de 2023, GEMSA, junto con CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXVII, denominadas en UVA y pagaderas en pesos al valor UVA aplicable, a tasa de interés fija, con vencimiento el 12 de abril de 2027, por un valor nominal de 31.820.983 UVAs. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXVII. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa nominal anual del 5% a ser pagada trimestralmente en las siguientes fechas: el 12 de enero de 2024, 12 de abril de 2024, 12 de julio de 2024, 12 de octubre de 2024, 12 de enero de 2025, 12 de abril de 2025, 12 de julio de 2025, 12 de octubre de 2025, 12 de enero de 2026, el 12 de abril de 2026 12 de julio de 2026, 12 de octubre de 2026, 12 de enero de 2027, y el 12 de abril de 2027.

En fecha 18 de octubre de 2023 y 6 de diciembre de 2023, GEMSA y CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXV, denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses, a tasa de interés fija, con vencimiento el 18 de abril de 2026, por un valor nominal total de US$8.173.752. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXV. El capital no amortizado devengará intereses a una tasa nominal anual del 9,5% a ser pagada semestralmente en las siguientes fechas: 18 de abril de 2024, 18 de octubre de 2024, 18 de abril de 2025, 18 de octubre de 2025 y el 18 de abril de 2026.

Por último, en fecha 8 de marzo de 2024, GEMSA y CTR emitieron las obligaciones negociables clase XXX, denominadas en UVA y pagaderas en pesos al valor UVA aplicable, a tasa de interés fija, con vencimiento el 8 de marzo de 2027, por un valor nominal de 6.037.123 UVAs. El capital será amortizado íntegramente en un único pago en la fecha de vencimiento de la clase XXX. El capital no amortizado de las obligaciones negociables clase XXX no devengará intereses.

Contrato de Préstamo JP Morgan

Con fecha 6 de julio de 2023 y, de acuerdo con lo previsto en el contrato de préstamo, GEMSA aceptó de parte de JP Morgan Chase Bank una oferta por medio de la cual se ofreció aplicar un índice sustitutivo para el cálculo de las tasas de interés. En dicha fecha se sustituyó la tasa LIBOR a 6 meses (“LIBOR Rate”) por la nueva referencia de reemplazo (“Adjusted Term SOFR”) en base a la tasa SOFR de referencia (“Term SOFR Reference Rate”) a ser determinada para cada período de determinación de tasa por JP Morgan Chase Bank. Al 31 de diciembre de 2023 el saldo de capital adeudado bajo el préstamo asciende a USD 5,9 millones.

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:

(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

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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, 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 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 (modificada a través de las Resoluciones SE N° 238/2022, 826/2022 y 59/2023), el Gobierno Argentino actualizó nuevamente el régimen de los generadores bajo remuneración del mercado spot, derogando la actualización automática de los valores de la

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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—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 2023, el 42%, el 48%, el 5% y el 4% 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.

Para conocer mayor información acerca de estos marcos regulatorios, ver “ Información de las CoEmisoras—Descripción del sector en que se desarrolla su actividad—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 2021, 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 crisis económica tanto a nivel local como internacional. Ver “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Argentina” .

La siguiente tabla presenta indicadores económicos clave en Argentina durante los períodos señalados:

	Ejercicio finalizado	el 31 de	diciembre de
	2021	2022	2023
PBI real (% cambio)	10,3	5,2	(1,4)
Índice de Precios al Consumidor (% cambio)	50,9	94,8	211,4
Tipo de cambio nominal (en $/USD al 31 de diciembre)(1)	107,75	183,25	808,45
Balanza Comercial (en millones de USD)	371	1.102	1.018
Saldo fiscal primario (sin intereses) (como % del PBI)	(3)	(2,4)	(2,9)

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	Ejercicio finalizado el 31 de	Ejercicio finalizado el 31 de	diciembre de
	2021	2022	2023
Deuda pública (% del PBI al 31 de diciembre)	79,9	85	157,9
Tasa de desempleo al cierre del período (% cambio)	7	6,3	5,7

(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 ”.

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. Durante 2020, la pandemia provocada por el COVID-19 afectó a la demanda de energía, así como a la economía. En líneas generales, la 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 y tarifas energéticas. 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.

Durante 2020, como consecuencia del impacto negativo del COVID-19, la demanda de electricidad 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 2022, la demanda de electricidad aumentó un 3,6% en comparación con 2021 y en 2023 aumentó un 1,5% en comparación con 2022, estableciéndose año a año nuevos records de consumo.

Para mayor detalle ver la sección “Información de las Co-Emisoras—Descripción del sector en que se desarrolla su actividad” .

Nuestra ampliación de capacidad

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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 276 MW de nueva capacidad nominal en dos proyectos de cierre de ciclo de turbinas que actualmente operan a ciclo abierto en: Central Térmica M. Maranzana (121 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.

			MW de
			capacidad
Central Eléctrica	Regulación	Tomador	comprometida (o utilizada en el caso de Energía Plus) por	Plazo	Moneda	Precio de Capacidad Comprometida USD / MW por hora	Precio de Energía USD/MWh(1)	Plazo Contractual Restante	Fecha de extinción
			contrato/marco
			regulatorio
Central
Térmica Modesto	Energía Plus	Privado	135	1 a 2 años	USD	-	56,70	N/A	N/A
Maranzana
	Energía Base	CAMMESA	70	N/A	Ps.	6,25	4,67 (gas) / 7,27 (gasoil)	N/A	N/A
	Energía Base	CAMMESA	45	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 6,53 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/2007	CAMMESA	90	10 años	USD	21,82	8,00 (gas) / 10,50 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Independencia #1	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Independencia #2	Res. 21/2016	CAMMESA	46	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	4 años y 2 meses	Feb-2028
Central Térmica Ezeiza	Res. 21/2016	CAMMESA	93	10 años	USD	30,00	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	3 años y 6 meses	Jul-2027
Central Térmica Ezeiza #2	Res. 21/2016	CAMMESA	46,5	10 años	USD	28,39	8,50 (gas) / 10,00 (gasoil)	4 años y 2 meses	Feb-2028

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180

Central Térmica Riojana	Energía Base	CAMMESA	40	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 6,53 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/ 2007	CAMMESA	45	10 años	USD	23,00	11,44 (gas) / 15,34 (gasoil)	3 años y 5 meses	May- 2027
Central Térmica La Banda	Energía Base	CAMMESA	30	N/A	Ps.	5,53	4,19 (gas) / 7,53(gasoil)	N/A	N/A
Central Térmica Roca	Energía Base	CAMMESA	116,7	N/A	Ps.	6,86	4,58 (gas) / 7,18 (gasoil)	N/A	N/A
	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55	10 años	USD	43,72	5,38 (gas/gasoil)	4 años y 8 meses	Ago- 2028
Generación Frías	Res. 220/ 2007	CAMMESA	55,5	10 años	USD	26,40	10,83 (gas) / 11,63 (gasoil)	2 años	Dic-2025

(1) Precio por electricidad vendida.

(2) El precio corresponde al precio promedio ponderado para el período de seis meses finalizado el 31 de diciembre de 2023. Los precios se expresan en Pesos de acuerdo con la Resolución SEE 238/2022 y 826/2022 y están convertidos a Dólares Estadounidenses al tipo de cambio vigente 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 período finalizado el 31 de diciembre de 2023, 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 28,6.

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 2023, bajo los CCEE con tomadores privados bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus, el precio monómico promedio por MWh fue de U$S 56,70. 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 con lo estipulado bajo el marco regulatorio del programa Energía Base y sus modificaciones bajo las Resoluciones 31/20200 y 440/2021 (modificada a través de las Resoluciones SE N° 238/2022, 826/2022 y 59/2023) los precios de potencia y energía se pesificaron. Al 31 de diciembre de 2023, el precio promedio ponderado de MW por hora de nuestra disponibilidad de potencia comprometida en virtud de dichos acuerdos es de USD 6,21. El precio por MWh de la electricidad efectivamente despachada se actualizó en el caso de utilizar gas a USD 4,45, y utilizando gasoil a USD 6,95 (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:

a, 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	Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021 29,36 8,50	2022 29,36 8,50	2023
			29,36 8,50

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181

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 2022 2023 Precio de capacidad (USD / MW por hora) .................. 24,09 27,98 27,98 Precio de energía USD/MWh(1)(2)..................................... 8,75 8,68 8,68 Energía Plus(3)................................................................... 60,00 63,24 56,70 Energía Base(4) (5) Precio de capacidad (USD / MW por hora) .................. 3,50 6,25 6,21 Precio de energía USD/MWh(1) (4)................................. 4,57 4,67 4,45	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
		2022 27,98 8,68 63,24 6,25 4,67	2023
			27,98 8,68 56,70 6,21 4,45

(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 y Central Térmica Riojana.

(5) Desde febrero de 2022 los precios por MW son en Pesos de acuerdo con la Res 238/22 y a partir de septiembre de 2022 los precios por MW en Pesos surgen de acuerdo a la Res 826/22 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 de 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 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

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182

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, la pandemia 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 los primeros diez meses de 2023, los plazos promedio están en torno a los 80 días registrando un máximo de 99 días en enero de 2023 y un mínimo de 70 días en junio de 2023. 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 2020 hasta octubre de 2023.

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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 5 a los estados financieros de las Compañías al 31 de diciembre de 2023 auditados. A la fecha del presente Prospecto, no tenemos instrumentos financieros derivados.

Riesgo por fluctuaciones en el tipo de cambio

Al 31 de diciembre de 2023, teníamos una deuda financiera denominada en Dólares Estadounidenses de $841.532.874 miles (U$S 1.040.921 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 $8.415.328 miles.

Riesgo por cambios en la tasa de interés

Al 31 de diciembre de 2023, teníamos una deuda financiera de USD 28.379 miles (equivalente a $22.943.552 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 $ 229.436 miles.

Riesgo por cambios en el precio de los commodities

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183

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. Si bien, el precio del contrato con el cliente privado figura prestablecido por la duración del mismo, las posibles fluctuaciones del precio del combustible se ven contempladas cuando CAMMESA remunera el combustible cedido al sistema que consumen esos contratos. 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.

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184

II. 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”.

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.

Moneda funcional y de presentación

Los estados financieros finalizados al 31 de diciembre de 2023, 2022 y 2021 de CTR fueron preparados en Dólares Estadounidenses que es la moneda funcional de la Compañía, es decir, la moneda del entorno económico principal en el que operan las entidades y se presenta en pesos, moneda de curso legal en Argentina, conforme los requerimientos de CNV.

CTR ha cambiado su moneda funcional de Pesos a Dólares Estadounidenses a partir del 1 de abril de 2021 como consecuencia del cambio en los sucesos y condiciones relevantes para sus operaciones comerciales. Ver nota “Nota 3: Bases de presentación” a los estados financieras consolidados al 31 de diciembre de 2023.

Información comparativa

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 y 2022 surge de los Estados Financieros consolidados al 31 de diciembre de 2023 (auditados) de CTR con fecha 8 de marzo de 2024, los cuales se encuentran publicados en la AIF bajo el ID 3163424.

La información correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 surge de los Estados Financieros consolidados al 31 de diciembre de 2022 (auditados) de CTR con fecha 9 de marzo de 2023, los cuales se encuentran publicados en la AIF bajo el ID 3013219.

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 2021, 2022 y 2023.

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185

==> picture [443 x 332] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Ingresos por ventas 4.058.069 4.875.197 10.626.395
Costo de ventas (1.213.993) (1.988.776) (4.867.974)
Resultado bruto 2.844.076 2.886.421 5.758.421
Gastos de comercialización (47.382) (63.695) (117.258)
Gastos de administración (320.186) (644.688) (1.479.614)
Otros ingresos y egresos operativos (17) 86 5.102
Resultado operativo 2.476.491 2.178.124 4.166.651
Ingresos financieros 679.040 1.069.236 3.520.230
Gastos financieros (1.642.504) (1.721.016) (6.500.226)
Otros resultados financieros (195.697) (2.298.464) (5.954.084)
Resultados financieros (1.159.161) (2.950.244) (8.934.080)
Resultado antes de impuestos 1.317.330 (772.120) (4.767.429)
Impuesto a las ganancias 517.886 312.063 (1.396.520)
Ganancia / (Pérdida) neta del ejercicio 1.835.216 (460.057) (6.163.949)
Conceptos que no serán reclasificados a resultado
Plan de beneficios 552 (4.495) (7.249)
Revalúo de propiedades, planta y equipo
Efecto en el impuesto a las ganancias (193) 1.573 2.537
Cambio de alícuota sobre el impuesto a las ganancias -
(343.580) - -
revalúo propiedad, planta y equipo
Diferencias de conversión 706.133 4.527.125 31.486.267
Otros resultados integrales del ejercicio 362.912 4.524.203 31.481.555
Total de resultados integrales del ejercicio 2.198.128 4.064.146 25.317.606
----- End of picture text -----

Estado de Situación Financiera

La siguiente tabla presenta el estado de situación patrimonial de CTR al 31 de diciembre de 2021, 2022 y 2023.

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186

Activo	2021	2022	2023
	(en miles depesos)

Activo no corriente	14.165.629 24.854.341 106.223.938 97.723 131.654 4.115.491
Propiedades, plantas y equipos Otros créditos
Total activo no corriente	14.263.352 24.985.995 110.339.429
Activo corriente Inventarios Otros créditos Créditos por ventas Efectivoyequivalentes de efectivo	85.757 129.224 819.647 2.454.954 4.688.406 10.474.341 1.011.743 1.121.204 5.827.662 52.941 286.067 1.226.911
Total de activo corriente	3.605.395 6.224.901 18.348.561
Total de activo	17.868.747 31.210.896 128.687.990
Patrimonio Capital social Ajuste de capital Reserva legal Reserva facultativa Reserva especial RG 777/18 Reserva por revalúo técnico Otros resultados integrales Resultados no asignados Reservapor conversión	73.070 73.070 73.070 634.761 634.761 634.761 16.740 173.231 806.724 315.501 4.041.596 18.314.924 939.911 1.581.361 6.904.863 1.124.340 1.891.655 8.217.733 (581) (5.317) (29.114) 2.324.256 475.672 (6.049.542) 156.147 782.262 6.092.478
Total delpatrimonio neto	5.584.145 9.648.291 34.965.897
Pasivo Pasivo no corriente Pasivo neto por impuesto diferido Otras deudas Plan de beneficios definidos Préstamos	2.975.012 4.778.185 23.197.492 - - 5.230.001 9.501 22.580 70.882 7.420.749 10.881.530 43.893.552
Total delpasivo no corriente	10.405.262 15.682.295 72.391.927
Pasivo corriente Otras deudas Deudas fiscales Remuneraciones y deudas sociales Plan de beneficios definidos Instrumentos financieros derivados Préstamos Deudas comerciales	7.576 14.280 504.549 166.670 86.736 22.133 31.933 52.544 130.046 76 187 589 259 - - 1.540.577 5.336.759 19.203.776 132.249 389.804 1.469.073
Total delpasivo corriente	1.879.340 5.880.310 21.330.166
Total delpasivo	12.284.602 21.562.605 93.722.093
Total delpasivoy patrimonio	17.868.747 31.210.896 128.687.990

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

187

Estado de Cambios en el Patrimonio

La siguiente tabla presenta el estado de cambios en el patrimonio de CTR al 31 de diciembre de2021, 2022 y 2023.

==> picture [351 x 180] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Capital social 73.070 73.070 73.070
Ajuste de capital 634.761 634.761 634.761
Reserva legal 16.740 173.231 806.724
Reserva facultativa 315.501 4.041.596 18.314.924
Reserva especial RG 777/18 939.911 1.581.361 6.904.863
Reserva por revalúo técnico 1.124.340 1.891.655 8.217.733
Otros resultados integrales (581) (5.317) (29.114)
Resultados no asignados 2.324.256 475.672 (6.049.542)
Reserva por conversión 156.147 782.262 6.092.478
Total del patrimonio neto 5.584.145 9.648.291 34.965.897
----- 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 2021, 2022 y

==> picture [460 x 116] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalente de efectivo al inicio del ejercicio 550.994 52.941 286.067
Flujos de efectivo generados por actividades operativas 3.114.899 3.618.402 5.285.003
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de inversión (233.977) (2.856.516) (545.714)
Flujos de efectivo (aplicados a) actividades de financiamiento (3.416.017) (689.715) (4.053.863)
Resultado financiero del efectivo y equivalentes de efectivo 83.141 (96.049) (313.978)
Diferencia de conversión y de cambio del efectivo y equivalentes de efectivo (46.099) 257.004 569.396
Efectivo y equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio 52.941 286.067 1.226.911
----- 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:

Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de
2021	2022	2023
(en miles depesos)
2.476.491 2.178.124 4.166.651 860.995 1.386.650 3.486.359
3.337.486 3.564.774 7.653.010

b) INDICADORES FINANCIEROS

La siguiente tabla muestra información complementaria seleccionada consolidada no ajustada a las NIIF de CTR para los ejercicios indicados.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

188

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

	2021	2022	2023
Liquidez ( Activo corriente / Pasivo corriente ) Solvencia ( Patrimonio / Pasivo ) Inmovilización de capital ( Activo no corriente / Activo total ) Rentabilidad financiera ( Resultado del ejercicio anualizado / Patrimonio promedio ) (No auditado) Endeudamiento ( Deudas financieras / EBITDA anualizado ) (No auditado) Ratio de cobertura de intereses ( EBITDA anualizado/ intereses financieros devengados anualizados ) (No auditado)	1,92 0,45 0,80 0,41 2,69 3,12	1,06 0,45 0,80 (0,06) 4,55 4,30	0,86 0,37 0,86 (0,28) 8,24 3,22

c) CAPITALIZACION Y ENDEUDAMIENTO

El siguiente cuadro establece el efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de CTR para los ejercicios indicados.

==> picture [343 x 268] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
2021 2022 2023
(en miles de pesos)
Efectivo y equivalentes de efectivo 52.941 286.067 1.226.911
Deudas financieras corrientes
Sin Garantía 470.519 2.058.859 17.956.376
Con Garantía 1.070.058 3.277.900 1.247.400
Total deudas financieras corrientes 1.540.577 5.336.759 19.203.776
Deudas financieras no corrientes
Sin Garantía 5.627.348 10.865.877 39.424.274
Con Garantía 1.793.401 15.653 4.469.278
Total deudas financieras no corrientes 7.420.749 10.881.530 43.893.552
Endeudamiento total 8.961.326 16.218.289 63.097.328
Patrimonio 5.584.145 9.648.291 34.965.897
Capitalización y Endeudamiento 14.545.471 25.866.580 98.063.225
----- 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:

		Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de
Deudas financieras	Moneda de denominación	2021	2022	2023
		(en miles depesos)
Arrendamiento financiero Obligaciones negociables Bono internacional Otros préstamos bancarios Caución a sola firma	AR$ AR$ y USD USD AR$ y USD AR$	17.838 1.171.524 7.298.758 473.206 -	14.697 3.182.837 12.148.449 822.306 50.000	43.170 21.671.806 36.769.282 2.996.170 1.616.900
Total deuda		8.961.326	16.218.289	63.097.328

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.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

189

e) CAMBIOS SIGNIFICATIVOS

Co-emisión de obligaciones negociables clase XXVIII, XXIX, XXX y XXIV adicionales de GEMSA y

CTR

f) RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Resultados Operativo

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $10.626.395 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, comparado con los $4.875.197 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $5.751.198 miles o 118%.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, el despacho de energía fue de 1.166.944 MWh, lo que representa un aumento de 101.074 MWh comparado con los 1.065.870 MWh del ejercicio 2022.

==> picture [460 x 92] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
MWh
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 742.093 351.083 (391.010) (53%)
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 323.777 815.861 492.084 152%
1.065.870 1.166.944 101.074 9%
----- End of picture text -----

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

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

190

==> picture [460 x 91] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 4.281.119 7.235.896 2.954.777 69%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 594.078 3.390.499 2.796.421 471%
4.875.197 10.626.395 5.751.198 118%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales ingresos de CTR, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 en comparación con el ejercicio 2022:

(i) $7.235.896 miles 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 69% respecto de los $4.281.119 miles del ejercicio 2022. Dicha variación se explica, principalmente, por el incremento en el tipo de cambio.
(ii) $3.390.499 miles por ventas de energía y potencia en el mercado a término a CAMMESA en el marco de la Resolución 95 mod. más spot, lo que representó un aumento de $2.796.421 miles respecto de los $594.078 miles del ejercicio 2022. Dicha variación se explica por el aumento de la cantidad de MW de energía vendida con respecto al año anterior y al incremento en el tipo de cambio.

Costos de ventas

Los costos de venta totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fueron de $4.867.974 miles comparado con $1.988.776 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $2.879.198 miles o 145%.

==> picture [460 x 170] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica (100.668) (132.673) (32.005) 32%
Consumo de gas y gas oil de planta - (65) (65) 100%
Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal (271.155) (637.753) (366.598) 135%
Plan de beneficios definidos (3.319) (9.112) (5.793) 175%
Servicios de mantenimiento (79.747) (223.770) (144.023) 181%
Depreciación de propiedades, planta y equipo (1.386.650) (3.486.359) (2.099.709) 151%
Vigilancia y porteria (17.362) (47.449) (30.087) 173%
Seguros (77.528) (211.227) (133.699) 172%
Impuestos, tasas y contribuciones (24.812) (51.404) (26.592) 107%
Otros (27.535) (68.162) (40.627) 148%
Costo de ventas (1.988.776) (4.867.974) (2.879.198) 145%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales costos de venta de CTR, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 en comparación con el ejercicio 2022:

(i) $3.486.359 miles por depreciación de bienes de uso, lo que representó un aumento del 151% respecto de los $1.386.650 miles del ejercicio 2022. Esta variación se origina, principalmente, por la diferencia de conversión. Este punto no implica una salida de caja.
(ii) $637.753 miles por sueldos, cargas sociales y beneficios al personal, lo que representó un aumento del 135% respecto de los $271.155 miles para el ejercicio 2022. Dicha variación se explica por los incrementos salariales.

Resultado bruto

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendió a $5.758.421 miles comparado con $2.886.421 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $2.872.000 miles o 100%. Dicha variación se explica principalmente por un aumento de ventas de energía y potencia en el mercado a término a CAMMESA.

Gastos de comercialización

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

191

Los gastos de comercialización totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $117.258 miles comparado con $63.695 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un incremento de $53.563 miles o 84%.

==> picture [460 x 69] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones (63.695) (117.258) (53.563) 84%
Gastos de comercialización (63.695) (117.258) (53.563) 84%
----- End of picture text -----

El principal componente de los gastos de comercialización de CTR es el siguiente:

(i) $117.258 miles por impuesto, tasas y contribuciones, lo que representó un incremento del 84% respecto de los $63.695 miles del ejercicio 2022. Dicha variación se debe debido a las mayores ventas de energía en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2023 comparado con el mismo período 2022.

Gastos de administración

Los gastos de administración totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $1.479.614 miles lo que representó un aumento del 130%, comparado con $644.688 miles del ejercicio 2022.

==> picture [460 x 125] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Honorarios y retribuciones por servicios (586.716) (1.408.001) (821.285) 140%
Honorarios directores (42.903) (29.094) 13.809 (32%)
Alquileres (11.321) (27.031) (15.710) 139%
Viajes y movilidad y gastos de representación (209) (7.388) (7.179) 3435%
Donaciones (500) - 500 (100%)
Diversos (3.039) (8.100) (5.061) 167%
Gastos de administración (644.688) (1.479.614) (834.926) 130%
----- End of picture text -----

Los principales componentes de los gastos de administración de CTR son los siguientes:

(i) $1.408.001 miles en honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó un aumento del 140% comparado con los $586.716 miles correspondientes al ejercicio 2022. Dicha variación se debe a los aumentos de la facturación de servicios administrativos realizados por RGA.

Otros ingresos y egresos operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendieron a $5.102 miles lo que representó un aumento del 100%, comparado con el ejercicio 2022. Dichos ingresos corresponden a la venta de un bien de uso.

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 ascendió a $4.166.651 miles comparado con $2.178.124 miles del ejercicio 2022, lo que equivale a un aumento de $1.988.527 miles o un 91%.

Resultados financieros y por tenencia, netos

Los resultados financieros y por tenencia netos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 totalizaron una pérdida de $8.934.080 miles, comparado con una pérdida de $2.950.244 miles del ejercicio 2022, representando un incremento del 203%. La variación se debe principalmente al efecto de la variación en el tipo de cambio y a la variación de intereses por préstamos.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

192

Ejercicio finalizado el 31 de

==> picture [460 x 111] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

diciembre de:
2022 2023 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Intereses comerciales netos 186.971 (538.636) (725.607) (388%)
Intereses por préstamos (828.761) (2.373.478) (1.544.717) 186%
Gastos y comisiones bancarias (9.990) (67.882) (57.892) 579%
Diferencia de cambio neta (2.031.844) (4.788.819) (2.756.975) 136%
Diferencia de cotización UVA (237.960) (1.056.959) (818.999) 344%
Otros resultados financieros (28.660) (108.306) (79.646) 278%
Resultados financieros y por tenencia, netos (2.950.244) (8.934.080) (5.983.836) 203%
----- End of picture text -----

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $2.373.478 miles de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó un aumento del 186% respecto de los $828.761 miles de pérdida del ejercicio 2022. La variación se debe a mayores intereses pagados con respecto al ejercicio 2022 por el aumento del mutuo intercompany con GEMSA y del leasing con GLSA.
(ii) $4.788.819 miles de pérdida por diferencia de cambio neta, lo que representó un incremento del 136% respecto de los $2.031.844 miles de pérdida del ejercicio 2022. La variación se debe, principalmente, a que la posición activa en pesos por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2023 fue mayor que dicha posición del mismo ejercicio 2022, la cual genera mayor diferencial cambiario.
(iii) $1.056.959 miles de pérdida por diferencia de cotización UVA, lo que representó una variación de $818.999 miles respecto de los $237.960 miles de pérdida del ejercicio 2022. La variación se principalmente a la toma de nuevos instrumentos financieros con cotización UVA durante el ejercicio 2023.

Resultado neto

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, CTR registra una pérdida antes de impuestos de $4.767.429 miles, comparada con los $772.120 miles de pérdida del ejercicio 2022, lo que representa un aumento del 517%. Dicha variación se explica principalmente por la variación de las ventas y costos de ventas y la variación del tipo de cambio.

El resultado negativo de impuesto a las ganancias fue de $1.396.520 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 en comparación con los $312.063 miles de ganancia del ejercicio 2022. Dicha variación se explica, principalmente, por el efecto de la devaluación sobre el ajuste por inflación impositivo.

Obteniendo así una pérdida después de impuesto a las ganancias de $6.163.949 miles comparado con los $460.947 miles de pérdida del ejercicio 2022.

Resultados integrales del ejercicio:

La ganancia por los otros resultados integrales del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023 fue de $31.481.555 miles, representando un aumento del 596% respecto a los $4.524.203 miles ejercicio de 2022.

El resultado integral total del ejercicio es una ganancia de $25.317.606 miles, representando un aumento de 523% respecto de la ganancia integral del ejercicio de 2022, de $4.064.146 miles.

Resultados de las operaciones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 comparado con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021

Ventas

Las ventas netas ascendieron a $4.875.197 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, comparado con los $4.058.069 miles del ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $817.128 miles o 20%.

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, el despacho de energía fue de 1.065.870 MWh, lo que representa una disminución de 85.040 MWh comparado con los 1.150.910 MWh del ejercicio 2021. Dicha variación se debió, principalmente, mantenimiento mayor realizado a fin de año por lo que no tuvo operativa en el mes de noviembre-diciembre.

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

193

==> picture [448 x 90] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
MWh
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 1.147.631 742.093 (405.538) (35%)
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 3.279 323.777 320.498 9774%
1.150.910 1.065.870 (85.040) (7%)
----- End of picture text -----

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

==> picture [448 x 88] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Ventas por tipo de mercado
Venta de energía Res. 220 4.037.907 4.281.119 243.212 6%
Venta de energía Res. 95 mod. más Spot 20.162 594.078 573.916 2847%
4.058.069 4.875.197 817.128 20%
----- End of picture text -----

A continuación, se describen los principales ingresos de CTR, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 en comparación con el ejercicio 2021:

(i) $4.875.197 miles 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 20% respecto de los $4.058.069 miles del ejercicio 2021. Dicha variación se explica, principalmente, por el incremento en el tipo de cambio.

Costos de ventas

Los costos de venta totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fueron de $1.988.776 miles comparado con $1.213.993 miles del ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $774.993 miles o 64%.

64%.
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de:
	2021	2022	Var.	Var. %
	(en miles de pesos)
Compra de energía eléctrica Sueldos y cargas sociales y otros beneficios al personal Plan de beneficios definidos Servicios de mantenimiento Depreciación de propiedades, planta y equipo Vigilancia y porteria Seguros Impuestos, tasas y contribuciones Otros	(44.821) (100.668) (150.462) (271.155) (1.633) (3.319) (67.439) (79.747) (860.995) (1.386.650) (8.757) (17.362) (50.681) (77.528) (13.702) (24.812) (15.503) (27.535)		(55.847) 125% (120.693) 80% (1.686) 103% (12.308) 18% (525.655) 61% (8.605) 98% (26.847) 53% (11.110) 81% (12.032) 78%
Costo de ventas	(1.213.993) (1.988.776)		(774.783) 64%

A continuación, se describen los principales costos de venta de CTR, así como su comportamiento durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 en comparación con el ejercicio 2021:

(i) $1.386.650 miles por depreciación de bienes de uso, lo que representó un aumento del 61% respecto de los $860.995 miles del ejercicio 2021. Esta variación se origina, principalmente, por las altas de propiedades, planta y equipo durante el ejercicio. Este punto no implica una salida de caja.
(ii) $271.155 miles por sueldos, cargas sociales y beneficios al personal, lo que representó un aumento del 80% respecto de los $150.462 miles para el ejercicio 2021. Dicha variación se explica por los incrementos salariales.

Resultado bruto

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

194

El resultado bruto para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendió a $2.886.421 miles comparado con $2.844.076 miles del ejercicio 2021, lo que equivale a un aumento de $2.345 miles o 1%. Dicha variación se explica principalmente por un aumento de ventas de energía y potencia en el mercado a término a CAMMESA.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendieron a $63.695 miles comparado con $47.382 miles del ejercicio 2021, lo que equivale a un incremento de $16.313 miles o 34%.

==> picture [448 x 67] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Impuestos, tasas y contribuciones (47.382) (63.695) (16.313) 34%
Gastos de comercialización (47.382) (63.695) (16.313) 34%
----- End of picture text -----

El principal componente de los gastos de comercialización de CTR es el siguiente:

(i) $63.695 miles por impuesto, tasas y contribuciones, lo que representó un incremento del 34% respecto de los $47.382 miles del ejercicio 2021. Dicha variación se debe debido a las mayores ventas de energía en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2022 comparado con el mismo período 2021.

Gastos de administración

Los gastos de administración totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendieron a $644.688 miles lo que representó un aumento del 101%, comparado con $320.186 miles del ejercicio 2021.

==> picture [448 x 122] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Honorarios y retribuciones por servicios (296.417) (586.716) (290.299) 98%
Honorarios directores (7.576) (42.903) (35.327) 466%
Alquileres (9.283) (11.321) (2.038) 22%
Viajes y movilidad y gastos de representación (53) (209) (156) 294%
Donaciones - (500) (500) 100%
Diversos (6.857) (3.039) 3.818 (56%)
Gastos de administración (320.186) (644.688) (324.502) 101%
----- End of picture text -----

Los principales componentes de los gastos de administración de CTR son los siguientes:

(i) $586.716 miles en honorarios y retribuciones por servicios, lo que representó un aumento del 98% comparado con los $296.417 miles correspondientes al ejercicio 2021. Dicha variación se debe a los aumentos de la facturación de servicios administrativos realizados por RGA.

Otros ingresos y egresos operativos

Los otros ingresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendieron a $86 miles lo que representó un aumento del 100%, comparado con el ejercicio 2021. Dichos ingresos corresponden a la venta de un bien de uso.

Los otros egresos operativos totales para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 ascendieron a $17 miles. Dichos gastos corresponden a la condonación de préstamos otorgados a Directores durante 2021

Resultado operativo

El resultado operativo para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 ascendió a $2.178.124

==> picture [30 x 34] intentionally omitted <==

195

miles comparado con $2.476.491 miles del ejercicio 2021, lo que equivale a una disminución de $298.367 miles o un 12%.

Resultados financieros y por tenencia, netos

Los resultados financieros y por tenencia netos para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 totalizaron una pérdida de $2.950.244 miles, comparado con una pérdida de $1.159.161 miles del ejercicio 2021, representando un incremento del 155%. La variación se debe principalmente al efecto de la variación en el tipo de cambio y a la variación de intereses por préstamos.

==> picture [448 x 131] intentionally omitted <==

----- Start of picture text -----

Ejercicio finalizado el 31 de
diciembre de:
2021 2022 Var. Var. %
(en miles de pesos)
Intereses comerciales netos 118.506 186.971 68.465 58%
Intereses por préstamos (1.070.650) (828.761) 241.889 (23%)
Gastos y comisiones bancarias (11.320) (9.990) 1.330 (12%)
Diferencia de cambio neta (214.250) (2.031.844) (1.817.594) 848%
Diferencia de cotización UVA (25.432) (237.960) (212.528) 836%
RECPAM - - - 100%
Otros resultados financieros 43.985 (28.660) (72.645) (165%)
Resultados financieros y por tenencia, netos (1.159.161) (2.950.244) (1.791.083) 155%
----- End of picture text -----

Los aspectos más salientes de dicha variación son los siguientes:

(i) $828.761 miles de pérdida por intereses por préstamos, lo que representó una disminución del 23% respecto de los $1.070.650 miles de pérdida del ejercicio 2021. La variación se debe a mayores intereses ganados con respecto al ejercicio 2021 por el aumento del mutuo intercompany con GEMSA.
(ii) $2.031.844 miles de pérdida por diferencia de cambio neta, lo que representó un incremento del 848% respecto de los $214.450 miles de pérdida del ejercicio 2021. La variación se debe, principalmente, a que la posición activa en pesos por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2022 fue mayor que dicha posición del mismo ejercicio 2021, la cual genera mayor diferencial cambiarios.
(iii) $237.960 miles de pérdida por diferencia de cotización UVA, lo que representó una variación de $212.528 respecto de los $25.432 miles de pérdida del ejercicio 2021. La variación se principalmente a la toma de nuevos instrumentos financieros con cotización UVA durante el ejercicio 2022.

Resultado neto

Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, CTR registra una pérdida antes de impuestos de $772.120 miles, comparada con los $1.317.300 miles de ganancia del ejercicio 2021, lo que representa una disminución del 159%. Dicha variación se explica principalmente por la variación de las ventas y costos de ventas y la variación del tipo de cambio.

El resultado positivo de impuesto a las ganancias fue de $312.063 miles para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 en comparación con los $517.886 miles de pérdida del ejercicio 2021. Dicha variación se explica, principalmente, a que se ha registrado el reconocimiento del ajuste por inflación impositivo sobre los quebrantos acumulados, a partir del ejercicio 2021. Además, durante el ejercicio 2021 se ve el impacto que genera el cambio de alícuota, a partir de las modificaciones introducidas por la ley 27.630, en los saldos de activos y pasivos diferidos netos.

Obteniendo así una pérdida después de impuesto a las ganancias de $460.947 miles comparado con los $1.835.216 miles de ganancia del ejercicio 2022.

Resultados integrales del ejercicio

La ganancia por los otros resultados integrales del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022 fue de $4.524.203 millones, representando un aumento del 1147% respecto a los 362.912 ejercicio de 2021. Dicha variación se debe a que los resultados del ejercicio 2021 incluyen el cambio de alícuota sobre el impuesto a las ganancias del revalúo de propiedades, planta y equipo realizado diciembre 2021.

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196

El resultado integral total del ejercicio es una ganancia de $4.064.146 miles, representando un aumento de 85% respecto de la ganancia integral del ejercicio de 2021, de $2.198.128 miles.

2. Liquidez y Recursos de Capital

Fuentes de Liquidez

Las principales fuentes de liquidez potenciales de CTR 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 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 2023

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2023, se generaron fondos netos por $5.285.003 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $7.618.232 miles, absorbido principalmente por un aumento en otros créditos de $4.933.482 miles, compensado por un aumento en otras deudas de $3.889.251 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 2023 fueron de $545.714 miles, principalmente por adquisición de propiedades, plantas 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 2023 fueron de $4.053.863 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total

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de $10.785.407 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $14.839.674 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2022, se generaron fondos netos por $3.618.402 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $3.600.920 miles, absorbido principalmente por un aumento en otros créditos de $165.214 miles, compensado por un aumento en deudas fiscales de $190.494 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 2022 fueron de $2.856.516 miles, principalmente a préstamos otorgados $1.217.574 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 2022 fueron de $689.715 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $4.933.105 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $5.608.848 miles.

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021

Flujos de efectivo generados por actividades operativas

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, se generaron fondos netos por $3.114.899 miles, principalmente debido al efecto de una ganancia neta ajustada por partidas que no consumieron fondos netos por $3.335.375 miles, absorbido principalmente por un aumento en otros créditos de $192.420 miles, compensado por una disminución en deudas fiscales de $107.448 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 2021 fueron de $233.977 miles, principalmente a préstamos otorgados $848.140 miles compensado por préstamos cobrados $610.633 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 2021 fueron de $3.416.037 miles, debido parcialmente a la toma de deuda financiera por un total de $2.244.676 miles, compensados principalmente por la cancelación de deuda financiera e intereses de $5.640.019 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:

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----- Start of picture text -----

Al 31 de diciembre de
Moneda de 2021 2022 2023
Deudas financieras
denominación (en miles de pesos)
Arrendamiento financiero AR$ 17.838 14.697 43.170
Obligaciones negociables AR$ y USD 1.171.524 3.182.837 21.671.806
Bono internacional USD 7.298.758 12.148.449 36.769.282
Otros préstamos bancarios AR$ y USD 473.206 822.306 2.996.170
Caución a sola firma AR$ - 50.000 1.616.900
Total deuda 8.961.326 16.218.289 63.097.328
----- End of picture text -----

Títulos de Deuda

Véase “ Antecedentes Financieros de GEMSA-Títulos de Deuda ” en este Prospecto.

3. Información sobre Tendencias

Véase “Antecedentes Financieros de GEMSA – Información Sobre Tendencias ” en este Prospecto.

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199

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.

Monto Máximo

El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder de U$S1.000.000.000, 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 de que las Obligaciones Negociables en cuestión se emitan en una moneda diferente al Dólar Estadounidense, la fórmula o procedimiento a utilizar para la determinación de la equivalencia entre la moneda utilizada en la emisión en cuestión y el Dólar Estadounidense.

Obligaciones Negociables Temáticas

Las Obligaciones Negociables podrán tipificarse como temáticas, incluyendo sin limitación, como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado, de conformidad con los Lineamientos SVS+ y los reglamentos y guías correspondientes de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables que califiquen como verdes, sociales y/o sustentables (las “Obligaciones Negociables SVS”) podrán tipificarse como:

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200

Bonos Verdes: son definidos por los GBP como cualquier tipo de bono en el que los fondos se aplicarán exclusivamente para financiar o refinanciar, en parte o en su totalidad, proyectos verdes elegibles, ya sean nuevos y/o existentes, y que estén alineados con los cuatro componentes principales de los GBP. Los fondos de la emisión se destinan exclusivamente a financiar actividades con beneficios ambientales, pudiendo incluir activos intangibles. Estos instrumentos contemplan beneficios ambientales como la mitigación y/o adaptación al cambio climático, la conservación de la biodiversidad, la conservación de recursos nacionales, o el control de la contaminación del aire, del agua y del suelo. Los bonos verdes también pueden tener beneficios sociales.
Bonos Sociales: son definidos por los SBP como cualquier tipo de bono en el que los fondos se aplicarán exclusivamente para financiar o refinanciar, en parte o en su totalidad, proyectos sociales elegibles, ya sean nuevos y/o existentes, y que estén alineados con los cuatro componentes principales de los SBP. Los proyectos sociales tienen como objeto abordar o mitigar un determinado problema social y/o conseguir resultados sociales positivos especial, pero no exclusivamente, para un determinado grupo de la población. Los fondos de la emisión se podrían destinar a proyectos con beneficios sociales, incluyendo sin limitación, acceso a infraestructura, seguridad alimentaria y vivienda asequible. Los bonos sociales también pueden tener beneficios ambientales. Asimismo, el destino de los fondos también puede afectarse parcialmente a financiar gastos relacionados con el proyecto, como ser por ejemplo actividades de investigación, desarrollo, capacitación y difusión.
Bonos Sustentables: son aquellos que financian una combinación de proyectos verdes y sociales.

Los componentes principales de las Obligaciones Negociables SVS serán:

Uso de los fondos: los recursos de la emisión se utilizarán de conformidad con lo previsto en la normativa aplicable, para financiar o refinanciar proyectos o actividades con fines verdes, sociales y/o sustentables (y sus gastos relacionados, tales como investigación y desarrollo). Todos los proyectos designados proporcionarán claros beneficios ambientales y/o sociales, y se detallarán debidamente en el Suplemento correspondiente.
Proceso de evaluación y selección de proyectos: en caso de emitir Obligaciones Negociables SVS, las Sociedades describirán los proyectos que serán financiados en el Suplemento correspondiente, incluyendo (a) los objetivos ambientales y/o sociales de los proyectos, (b) los procesos utilizados para determinar la elegibilidad de los proyectos, y (c) los criterios de elegibilidad, los criterios de exclusión, o cualquier otro proceso utilizado para identificar y gestionar los riesgos ambientales y/o sociales asociados con los proyectos.
Gestión de los fondos: a fin de asegurar que los recursos provenientes de la emisión de Obligaciones Negociables SVS sean utilizados de acuerdo con lo establecido al momento de la emisión, en el Suplemento correspondiente se establecerán los mecanismos que garanticen la trazabilidad y la transparencia en el uso de los fondos. Asimismo, se contará con un proceso formal para monitorear los fondos obtenidos hasta su asignación total, distinguiendo entre los recursos invertidos y aquellos que no han sido asignados. Los recursos que aún no han sido asignados a un proyecto podrán ser invertidos en forma temporal en otros instrumentos financieros y dicha información será comunicada a los inversores.
Publicación de informes: siempre que la normativa así lo establezca, las Sociedades proporcionarán, a través de un reporte anual, información actualizada y accesible sobre el uso de los fondos e impacto durante la vigencia de las Obligaciones Negociables SVS y hasta la asignación total de los fondos, salvo que se presente un hecho relevante que deba ser informado antes del año. El reporte incluirá: (i) una breve descripción de los proyectos y los montos desembolsados, incluyendo (cuando sea posible) el porcentaje de los ingresos que se han asignado a diferentes sectores elegibles y tipos de proyectos, y a la financiación y refinanciación; (ii) el impacto esperado de los proyectos; (iii) indicadores de desempeño cualitativos y, cuando sea factible, medidas cuantitativas de desempeño del impacto de los proyectos; y (iv) la divulgación de la metodología y los supuestos subyacentes utilizados para preparar los indicadores de rendimiento y las métricas.

Las Obligaciones Negociables vinculadas a la sostenibilidad (las “Obligaciones Negociables VS”) son definidas por los SLBP como cualquier tipo de bono cuyas características financieras y/o estructurales puedan variar dependiendo de si el emisor alcanza, o no, ciertos objetivos predefinidos de sostenibilidad o ESG dentro de un plazo preestablecido. Los objetivos de mejora se miden a través de indicadores clave de rendimiento (“KPIs”) y podrán ser evaluados en función de los objetivos de desempeño en sostenibilidad (“SPTs”). Los

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201

fondos obtenidos mediante la emisión de estos bonos están concebidos para ser utilizados con fines generales corporativos, por lo que el uso específico de los mismos no es determinante para su categorización. Sin embargo, las Sociedades pueden optar por destinar los recursos a actividades o proyectos verdes y/o sociales.

Los componentes principales de las Obligaciones Negociables VS serán:

Selección de los KPIs: el desempeño de sostenibilidad de las Co-Emisoras se mide utilizando KPIs de sostenibilidad, que pueden ser externos o internos. En el correspondiente Suplemento correspondiente se describirá y justificará KPIs, incluidas las metodologías de cálculo, mediante los cuales se medirá el cumplimiento de los SPTs.
Calibración de los SPTs: en el Suplemento correspondiente, se incorporará la descripción y justificación de los SPTs seleccionados para cada KPI y, de ser posible, los plazos estimados para lograr los objetivos, y cualquier factor clave que pudiera afectar al logro de los SPTs. Adicionalmente, se informará sobre aquellas situaciones que ameriten la realización de ajustes o nuevos cálculos sobre las líneas de base.
Características de las Obligaciones Negociables VS: en el Suplemento correspondiente se incluirán las características financieras y/o estructurales de la emisión que pueden variar dependiendo si los KPIs alcanzan los SPTs predefinidos.
Presentación de informes: al menos una vez al año (y en cualquier fecha o período relevante para evaluar el desempeño del SPT que conduzca a un posible ajuste de las características de las Obligaciones Negociables VS), las Co-Emisoras difundirán y mantendrán disponibles al alcance del público inversor la información actualizada sore el resultado de los KPIs seleccionados, junto con un informe de verificación relativo a los SPTs que describa el desempeño de las Co-Emisoras frente a los mismos.
Verificación: al menos una vez al año (y en cualquier fecha o período relevante para evaluar el desempeño del SPT que conduzca a un posible ajuste de las características de las Obligaciones Negociables VS), las Co-Emisoras obtendrán una verificación externa independiente del nivel de desempeño con respecto a cada SPT para cada KPI por parte de un profesional externo verificado, hasta después de que el último evento desencadenante se haya alcanzado.

Las Obligaciones Negociables temáticas podrán contar con una revisión externa, a ser realizada de conformidad con lo previsto en los Lineamientos SVS+, a los efectos de validar su calificación como sociales, verdes, sustentables, vinculadas a la sostenibilidad y/o cualquier otra alternativa de etiquetado.

Los Suplementos correspondientes contendrán la leyenda requerida por las Normas de la CNV, en cuanto a que el organismo no ha emitido juicio sobre la denominación temática que pueda tener la emisión y que los Directorios se orientarán por los Lineamientos SVS+.

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

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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

Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.

Intereses

Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo con 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.

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 de 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

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203

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 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 con 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.

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204

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.

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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205

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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206

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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207

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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208

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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209

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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“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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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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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, se podrán celebrar asambleas de Tenedores de Obligaciones Negociables cumpliendo con las formalidades exigidas por las Normas de la CNV. Para ello 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 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

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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.

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 de 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 de 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.

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.

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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 y sus renovaciones. El Programa ha sido prorrogado por el plazo de cinco (5) años contados desde el vencimiento del plazo original.

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 emitidas 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. También se podrá solicitar el listado e incorporación de las Obligaciones Negociables en paneles específicos (incluyendo sin limitación, el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables y el Panel de Bonos Vinculados a la Sostenibilidad, ambos de BYMA), de conformidad con las normas, los reglamentos y guías de los mercados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables y en su caso de la CNV.

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INFORMACIÓN ADICIONAL

a) Instrumento Constitutivo y Estatutos

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, 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

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 no pudiendo exceder de 9 (nueve) directores suplentes. Los directores durarán en sus cargos 3 (tres) ejercicios, pudiendo ser reelegidos. La Asamblea de Accionistas designará al Presidente y al director suplente que reemplazará al Presidente en caso de ausencia temporaria o definitiva. Asimismo, la Asamblea delegará en el Directorio la facultad de designar al director suplente que considere para ocupar alguna vacancia temporaria o definitiva de algún director titular siempre que ello sea necesario. 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. En caso de empate en las votaciones, el presidente desempatará votando nuevamente. El Directorio tendrá amplias facultades de administración y disposición. 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 (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 transcurso 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

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

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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.

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 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. Las asambleas también podrán celebrar sus reuniones a distancia por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras, computándose a los efectos del quórum tanto a los accionistas presentes como a los que participan a distancia. Las actas de las asambleas celebradas a distancia por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras serán confeccionadas y firmadas dentro de los (5) días de celebrada. Las actas serán suscriptas dentro de los (5) días por el Presidente, los socios designados al efecto y el representante del órgano de fiscalización quien dejará expresa constancia en el acta de la regularidad de las decisiones adoptadas. Asimismo, el Sr. Presidente dejará expresa constancia en el acta de los accionistas que han participado a distancia. El acta

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consignará las manifestaciones tanto de los accionistas presentes como de los que participen a distancia y sus votos con relación a cada resolución adoptada.

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. 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 (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 transcurso 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.

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 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.

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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. Las asambleas también podrán celebrar sus reuniones a distancia por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras, computándose a los efectos del quórum tanto a los accionistas presentes como a los que participan a distancia. Las actas de las asambleas celebradas a distancia por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras serán confeccionadas dentro de los (5) días de celebrada. Las actas serán suscriptas dentro de los (5) días por el Presidente, los socios designados al efecto y el representante del órgano de fiscalización quien dejará expresa constancia en el acta de la regularidad de las decisiones adoptadas. Asimismo, el Sr. Presidente dejará expresa constancia en el acta de los accionistas que han participado a distancia. El acta consignará las manifestaciones tanto de los accionistas presentes como de los que participen a distancia y sus votos con relación a cada resolución adoptada.

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,

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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.

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. El 27 de diciembre de 2019 se prorrogó el plazo de vigencia de los controles cambiarios mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 91/2019, el cual no prevé una fecha de terminación.

A continuación, se describen los aspectos más importantes de la normativa cambiaria emitida por el BCRA (las “Normas de Exterior y Cambios”):

1. Restricciones al ingreso de fondos

1.1. Cobros de exportaciones de servicios

De conformidad con el punto 2.2 de las Normas 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, excepto por ciertas excepciones.

1.2. Enajenación de activos no financieros no producidos

De conformidad con el punto 2.3 de las Normas 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 de las Normas 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 uno de los requisitos para el posterior acceso al mismo a los efectos de atender sus servicios de capital e intereses, sujeto a ciertas excepciones.

1.4. Emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera

De conformidad con el punto 2.5 de las Normas 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.

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1.5 Cobros de exportaciones

De conformidad con las secciones 7, 8 y 9 de las Normas 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 plazos que corresponda según el tipo de bien y la operación de que se trate, excepto ciertas excepciones.

Independientemente de los plazos máximos para liquidar divisas según el tipo de bien y operación de que se trate, 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.

En este sentido, es importante destacar que el Decreto 28/2023, que entró en vigor el 13 de diciembre de 2023, determina que: (i) el contravalor de la exportación de servicios incluidos en el inciso c) del párrafo 2 de la Sección 10 de la Ley Nº22.415 y sus modificatorias (que se refiere a servicios prestados en el país, cuyo uso o explotación efectiva se lleva a cabo en el extranjero); y (ii) el contravalor de la exportación de bienes incluidos en la Nomenclatura Común del MERCOSUR (N.C.M.), incluido el prefinanciamiento y/o postfinanciamiento de exportaciones desde el extranjero o los fondos correspondientes a un anticipo de exportación; el 80% debe liquidarse en el mercado de cambios y convertirse a Pesos al tipo de cambio oficial, y el exportador debe, para el 20% restante, llevar a cabo transacciones de compra y venta de títulos valores adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local.

Existen algunas excepciones a la obligación de liquidar los cobros de exportaciones en el mercado de cambios, incluyendo, entre otros: (i) cobros de exportaciones bajo el Régimen de Fomento de Inversiones para Exportaciones de las Actividades de la Economía del Conocimiento (establecido por el Decreto 679/22); (ii) ciertos cobros de exportaciones de servicios de personas humanas, según lo establecido por la sección 2.2.2.2.1. de las Regulaciones Argentinas de Cambio Extranjero; (iii) cobros de exportaciones de servicios correspondientes a ciertas operaciones asociadas con el turismo internacional en el país.

Los montos cobrados en moneda extranjera por reclamos relacionados con bienes exportados también deben liquidarse en el mercado cambiario y convertirse a Pesos, hasta el monto de los bienes exportados y asegurados.

Adicionalmente, 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 en el mercado de cambios, y el porcentaje permitido a los exportadores para llevar a cabo transacciones de compra y venta de títulos valores adquiridos con liquidación en moneda extranjera y vendidos con liquidación en moneda local correspondientes a un permiso de envío, se considerará cumplida cuando la entidad haya certificado tal situación por los mecanismos establecidos a tal efecto.

2. Restricciones al egreso de fondos

2.1 Requisitos complementarios para los egresos por el mercado de cambios

De conformidad con el punto 3.16.2 de las Normas de Exterior y Cambios, a los efectos de otorgar acceso al mercado de cambios para operaciones de egresos, la entidad correspondiente deberá contar con la conformidad previa del BCRA (salvo ciertas excepciones) excepto que cuente al momento de acceso al mercado de cambios con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia de que:

que no poseía, al inicio del día en que se solicita el acceso al mercado, CEDEAR y/o activos externos líquidos disponibles que conjuntamente tengan un valor superior al equivalente a US$100.000 (cien mil dólares estadounidenses);
que la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras; y
se compromete a liquidar en el mercado de cambios, dentro de los 5 (cinco) días hábiles de su puesta a disposición, aquellos fondos que reciba en el exterior originados en (i) el cobro de préstamos otorgados a terceros, (ii) 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 (iii) el préstamo otorgado con posterioridad al 28.5.2020.

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Adicionalmente, de conformidad con lo dispuesto en el punto 3.16.3 de las Normas de Exterior y Cambios, 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 en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 180 días corridos anteriores (o 90 días corridos anteriores, en el caso de títulos valores emitidos bajo ley argentina) no ha concertado ventas en el país de títulos valores con liquidación en moneda extranjera, no ha realizado canjes de títulos valores emitidos por residentes por activos externos, no ha realizado transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior, no ha adquirido en el país títulos valores emitidos por no residentes con liquidación en pesos, no ha adquirido CEDEARs, no ha adquirido títulos valores representativos de deuda privada emitida en jurisdicción extranjera y no ha entregado fondos en moneda local ni otros activos locales (excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales) a cualquier persona humana o jurídica, residente o no residente, vinculada o no, recibiendo como contraprestación previa o posterior, de manera directa o indirecta, por sí misma o a través de una entidad vinculada, controlada o controlante, activos externos, criptoactivos o títulos valores depositados en el exterior;
que se compromete a no concertar dichas operaciones a partir del momento en que requiere el acceso y por los 180 días corridos subsiguientes (o 90 días corridos subsiguientes, en el caso de títulos valores emitidos bajo ley argentina);
proporciona el detalle de las personas humanas o jurídicas que ejercen una relación de control directo sobre el cliente y de cualquier otra entidad en la que forme un grupo económico; y
que en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 180 días corridos anteriores (o 90 días corridos anteriores, en el caso de títulos valores emitidos bajo ley argentina) no ha entregado en el país fondos en moneda local ni otros activos locales líquidos –excepto fondos en moneda extranjera depositados en entidades financieras locales-, a ninguna persona humana o jurídica que ejerza una relación de control directo sobre ella, salvo aquellos directamente asociados a operaciones habituales entre residentes de adquisición de bienes y/o servicios (este último punto puede sustituirse por una declaración jurada de cada una de las personas enumeradas en el punto anterior en los mismos términos indicados en los dos primeros puntos).
2.2 Pagos de servicios prestados por no residentes

De conformidad con el punto 13 de las Normas de Exterior y Cambios, los residentes en el país pueden acceder al mercado de cambios para pagar importaciones de servicios de acuerdo con lo siguiente.

Importación de Servicios oficializados en o después del 13 de diciembre de 2023

El pago de importaciones de servicios de no residentes prestados y/o devengados a partir del 13 de diciembre de 2023, puede realizarse sin necesidad de aprobación previa del BCRA cuando:

el pago corresponde a una operación que encuadra en los siguientes códigos de concepto S03 – Servicios de transporte de pasajeros, S06 – Viajes (excluidas las operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos), S23 – Servicios audiovisuales, S25 – Servicios del gobierno, S26 – Servicios de salud por empresas de asistencia al viajero, S27- Otros servicios de salud y/o S29Operaciones asociadas a retiros y/o consumos con tarjetas de residentes con proveedores no residentes o de no residentes con proveedores argentinos.
El pago corresponde a gastos que abonen a entidades financieras del exterior por su operatoria habitual.
El pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto S30 (Servicios de fletes por operaciones de importaciones de bienes) por servicios prestados o devengados a partir del 12/12/23 y el pago se concrete una vez transcurrido, desde la fecha de prestación del servicio, un plazo equivalente al cual podría comenzar a pagarse el bien transportado según lo dispuesto en los plazos previstos para el pago de importaciones de bienes anteriormente mencionados.

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El pago corresponde a una operación que encuadra en el concepto S24 (Otros servicios personales, culturales y recreativos) prestados o devengados a partir del 12/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 90 (noventa) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.
El pago corresponde a una operación que corresponde a un servicio no comprendido en los puntos (i) y (iv) anteriores, y prestado por una contraparte no vinculada al residente a partir del 12/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 30 (treinta) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.
El pago corresponde a una operación que corresponde a un servicio no comprendido en los puntos (i) y (iv) anteriores, y prestado por una contraparte vinculada al residente a partir del 12/12/23 y el pago se concreta una vez transcurrido un plazo de 180 (ciento ochenta) días corridos desde la fecha de prestación o devengamiento del servicio.

Sin perjuicio de lo expuesto, el BCRA habilita el pago de importaciones de servicios antes de los plazos mencionados en el punto anterior, únicamente en los siguientes supuestos:

el cliente accede al mercado de cambios con fondos originados en una financiación de importaciones de servicios otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito del exterior en la medida que las fechas de vencimiento y los montos de capital a pagar de la financiación otorgada sea compatible con aquellos previstos en el punto 13.2 de las Normas de Exterior y Cambios.

Si el otorgamiento de la financiación es anterior de la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos previstos en el punto 13.2. de las Normas de Exterior y Cambios. se computarán a partir de la fecha estimada de prestación o devengamiento más 15 (quince) días corridos.

Si el otorgamiento de la financiación es posterior a la fecha de prestación o devengamiento del servicio, los plazos previstos en el punto 13.2. de las Normas de Exterior y Cambios. se computarán desde esta última fecha;

el cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos en concepto de anticipos o prefinanciaciones de exportaciones del exterior o prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por entidades financieras locales con fondeo en líneas de crédito del exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en el punto (i) anterior.

La porción de los endeudamientos financieros con el exterior que sea utilizada en virtud de lo dispuesto en el presente punto no podrá ser computada a los efectos de otros mecanismos específicos que habiliten el acceso al mercado de cambios a partir del ingreso y/o liquidación de este tipo de operaciones;

• se trata de un pago de importaciones de servicios enmarcado en el mecanismo previsto en el punto 7.11. de las Normas de Exterior y Cambios;

el cliente acepta realizar un pago de capital de deudas comerciales por la importación de servicios antes de los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de servicio, y el cliente dispone del equivalente al monto pagado;
un “Certificado de los Regímenes de Acceso al Mercado de Cambios para la Producción Incremental de Petróleo y/o Gas Natural (Decreto N° 277/22)" emitido en el marco de lo dispuesto en la Sección 3.21, o
un “Certificado de Aportes para Inversión Extranjera Directa en el marco del Régimen de Fomento de Inversiones para Exportaciones de las Actividades de la Economía del Conocimiento (Decreto N° 679/22)” y la operación se lleva a cabo a través de una operación de cambio y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta Especial para el Régimen de Promoción de la Economía del Conocimiento (Decreto N° 679/22)” del cliente.
el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas con anterioridad al 12.12.23 por entidades financieras locales o del exterior; o

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el pago corresponda a operaciones financiadas o garantizadas con anterioridad al 12.12.23 por organismos internacionales y/o agencias oficiales de crédito.

Importación de Servicios oficializados con anterioridad al 13 de diciembre de 2023

El pago de importaciones de servicios de no residentes, prestados y/o devengados hasta el 12 de diciembre de 2023, requerirá aprobación previa del BCRA, excepto cuando:

el pago corresponde a servicios incluidos en el párrafo 1 de la sección 2.2.1. anterior; o
el pago corresponde a transacciones financiadas o garantizadas por instituciones financieras locales o extranjeras, o
el pago corresponde a operaciones financiadas o garantizadas por organizaciones multilaterales y/o agencias oficiales de crédito a la exportación (ECAs), o
el cliente cuenta con un "Certificado por los Regímenes de Acceso al Mercado de Cambios para la Producción Incremental de Petróleo y/o Gas Natural (Decreto N° 277/22)" por un monto equivalente al a ser pagado, emitido en el marco de lo dispuesto en la Sección 3.21 de las Regulaciones de Cambio Extranjero de Argentina, o
el pago se realiza mediante una operación de swap y/o arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y provenientes de la cobranza de capital e intereses en moneda extranjera de los Bonos para la Reconstrucción de una Argentina Libre ("BOPREAL"); o
el pago se realiza bajo las disposiciones del ítem 4.7.4. de las Normas de Exterior y Cambios por parte de un cliente que suscribió la Serie 1 de BOPREAL por un monto igual o superior al 50% del monto total pendiente de sus deudas elegibles para los ítems 4.5. y 4.6. de las Normas de Exterior y Cambios antes del 31.1.24.; o
el pago se realiza conforme a las disposiciones del ítem 4.7.5. de las Normas de Exterior y Cambios por parte de un cliente que suscribió la Serie 1 de BOPREAL por un monto igual o superior al 25% del monto total pendiente de sus deudas elegibles para los ítems 4.5. y 4.6. de las Normas de Exterior y Cambios antes del 31.1.24.; o
el pago se realiza a partir del 10.2.24 por una persona física o jurídica clasificada como una MiPyME, según se define en las normas "Determinación del estado de las micro, pequeñas y medianas empresas", sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones.

2.3 Pagos de intereses de deudas por importaciones de bienes y servicios

De conformidad con el punto 3.3 de las Normas de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para cursar pagos de intereses de deudas comerciales por importaciones de bienes o servicios en la medida que: (i) la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos"; (ii) el acceso al mercado de cambios tiene lugar a partir de la fecha de vencimiento del interés a pagar; y (iii) hasta el 31.12.24 se requerirá la conformidad previa del BCRA cuando el acreedor es una contraparte vinculada al deudor, salvo ciertas excepciones.

2.4 Pagos de endeudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor

De conformidad con el punto 3.5.6. de las Normas de Exterior y Cambios, hasta el 31.12.24 se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la cancelación de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor, salvo ciertas excepciones. Dicho endeudamiento seguirá estando sujeto a la conformidad previa aunque se produzca un cambio en el acreedor o el deudor, lo que significa que ya no existe un vínculo entre el acreedor y el deudor residente.

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No se requerirá la conformidad previa del BCRA (i) se trate de operaciones propias de las entidades financieras locales; (ii) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior que tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años y los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 2.10.2020; y (iii) se trata de un endeudamiento financiero con el exterior que cumple la totalidad de las siguientes condiciones: (a) el destino de los fondos haya sido la financiación de proyectos enmarcados en el "Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024" establecido en el artículo 2º del Decreto Nº 892/20 (“PLAN GAS”); (b) los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16.11.2020; (c) el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años. Asimismo, no se requerirá la conformidad previa del BCRA cuando (i) el cliente cuente con una "Certificación de aumento de exportaciones de bienes" para los años 2021 a 2023 emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.18. por el equivalente del monto de capital que se abona; (ii) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior con una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años liquidado entre el 27.8.21 y el 12.12.23 y que fue utilizado para pagar deudas comerciales por la importación de bienes y servicios a partir de la emisión de una "Certificación de ingreso de nuevo endeudamiento financiero con el exterior" en el marco del punto 1. de la Comunicación "A" 7348 y concordantes (disposiciones receptadas oportunamente en el punto 3.19. del Anexo de la Comunicación "A" 7914); (iii) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior con una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años originado entre el 27.8.21 y el 12.12.23, a partir de una refinanciación de deudas comerciales por la importación de bienes y servicios con el propio acreedor encuadrada en el punto 20. de la Comunicación "A" 7626 y concordantes (disposiciones receptadas oportunamente en el punto 3.20. del Anexo de la Comunicación "A" 7914); (iv) el cliente cuente con una "Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto Nº 277/22)", emitida en el marco de lo dispuesto en el punto 3.17., por el equivalente del monto de capital que se abona; (v) se trate de un endeudamiento financiero con el exterior comprendido en el mecanismo del punto 7.11. y la fecha de acceso sea consistente con las condiciones requeridas para encuadrar en tal mecanismo.

El punto 3.5.4 de las Normas de Exterior y Cambios establece que, En la medida que se encuentre vigente el requisito de conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la cancelación al vencimiento de capital e intereses de los endeudamientos financieros con el exterior, este requisito no resultará de aplicación cuando el destino de los fondos haya sido la financiación de proyectos enmarcados en el "Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024" establecido en el artículo 2º del Decreto Nº 892/20 ("PLAN GAS"), los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16.11.2020 y el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años.

2.5 Pagos de utilidades y dividendos

De conformidad con el punto 3.4 de las Normas 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, 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 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.
La empresa encuadra en algunas de las siguientes situaciones y cumple la totalidad de las condiciones estipuladas en cada caso:
Registra aportes de inversión directa liquidados a partir del 17.1.2020. 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 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.

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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.

Asimismo, 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 con 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.

Utilidades generadas en proyectos enmarcados en el “PLAN GAS”. Las utilidades generadas por los aportes de inversión extranjera directa ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16.11.2020, destinados a la financiación de proyectos enmarcados en el “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” establecido en el artículo 2º del Decreto Nº892/20.

Asimismo, el acceso al mercado de cambios se produce no antes de los 2 (dos) años corridos contados desde la fecha de la liquidación en el mercado de cambios del aporte que permite el encuadre en el presente punto.

Finalmente, el cliente deberá presentar la documentación que avale la capitalización definitiva del aporte.

Cuente con una certificación de incremento de exportaciones de bienes para los años 2021 a 2023 emitida en el marco del punto 3.18., por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que se abona.
Cuente con una “Certificación por los regímenes de acceso a divisas para la producción incremental de petróleo y/o gas natural (Decreto Nº 277/22)”, por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que se abona.

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.

2.6 Pagos de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior

De conformidad con el punto 3.5 de las Normas 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:

El deudor demuestre el ingreso y liquidación de divisas en el mercado de cambios por un monto equivalente al valor nominal del endeudamiento financiero con el exterior.

Este requisito se considerará cumplimentado en los siguientes casos, entre otros:

endeudamientos desembolsados con anterioridad al 01.09.19;
endeudamientos 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;
por el monto de los gastos de otorgamiento y/o emisión que resulten aplicables y otros gastos debitados en el exterior por las operaciones bancarias involucradas;
por la diferencia entre el valor efectivo de emisión y el valor nominal en emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior colocados bajo la par;

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  - por la porción que corresponda a una capitalización de intereses prevista en el contrato de endeudamiento;

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 se produce con una anterioridad no mayor a los 3 (tres) días hábiles a la fecha de vencimiento del servicio de capital o interés a pagar. Para el acceso al mercado de cambios con una antelación mayor se requerirá la conformidad previa del BCRA salvo ciertas excepciones, incluidas (i) la precancelación de capital e intereses en forma simultánea con la liquidación de nuevo endeudamiento financiero con el exterior y (ii) la precancelación de intereses en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda.
Los endeudamientos financieros con el exterior quedarán habilitados a cancelar sus servicios de capital e intereses a partir de su vencimiento mediante la aplicación de cobros de exportaciones de bienes y servicios, en la medida que se cumplan los requisitos previstos en el punto 7.9. de las Normas de Exterior y Cambios.
Asimismo, en los términos previstos en el punto 7.9.5. de las Normas de Exterior y Cambios, se admitirán que los mencionados cobros sean acumulados, por los montos exigidos en los contratos de endeudamiento, en cuentas del exterior y/o el país con el objeto de garantizar la cancelación de los servicios de los endeudamientos financieros con el exterior.
2.7 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 de las Normas 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, entre otras:

las 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;
las emisiones de títulos de deuda que se realicen con el objeto de refinanciar deudas comprendidas en el punto 3.6.2 de las Normas de Exterior y Cambios y conlleven un incremento de la vida promedio de las obligaciones;
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, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el mercado de cambios;
las emisiones realizadas entre el 9.10.2020 y el 31.12.23 de títulos de deuda con registro público en el país con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años, denominados en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en el exterior o en moneda extranjera en el país; que fueron entregadas a acreedores de endeudamientos financieros con el exterior y/o títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera con vencimientos entre el 15.10.2020 y el 31.12.23, como parte del plan de refinanciación oportunamente requerido en el punto 7. de la Comunicación "A" 7106 y concordantes (disposiciones receptadas en el punto 3.17. del Anexo de la Comunicación "A" 7914), en base en ciertos parámetros;
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 durante los primeros 2 (dos) años, el monto equivalente a los intereses que se devengarían en los 2 (dos) primeros años 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;
las emisiones de títulos de deudas con registro público en el país que quedaron encuadradas en el punto 7.11.1.5 del texto de Normas de Exterior y Cambios., en la medida que se demuestre el registro de ingreso aduanero de bienes por un valor equivalente a la financiación recibida.

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2.8 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 de las Normas 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.

2.9 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 de las Normas de Exterior y Cambios, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios a las personas humanas residentes para la formación de activos externos (p. ej. para ahorros y otros propósitos no permitidos expresamente), en la medida que no se supere el equivalente de US$ 200 (doscientos dólares estadounidenses) en el mes calendario en el conjunto de las entidades, sujeto a ciertos requisitos.

2.10 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 de las Normas 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.

2.11 Otras compras de moneda extranjera por parte de residentes con aplicación específica.

De conformidad con el punto 3.11 de las Normas 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 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. 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.

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 (cinco) días hábiles posteriores a la fecha del vencimiento.

2.12 Compra de moneda extranjera para operaciones con derivados financieros

De conformidad con el punto 3.12 de las Normas de Exterior y Cambios:

Se admitirá el 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

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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 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 de las Normas de Exterior y Cambios, 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 11.09.19 deberán efectuarse en moneda local.

2.13 Compra de moneda extranjera por parte de no residentes

De conformidad con el punto 3.13 de las Normas de Exterior y Cambios, el acceso al mercado de cambios por parte de clientes no residentes requerirá la conformidad previa del BCRA para la compra de moneda extranjera, excepto en ciertos casos, incluidos: la compra de moneda extranjera por parte de organismos internacionales, personal diplomático, organismos reconocidos por tratados internacionales, entre otros. Los turistas no residentes tienen acceso al mercado de cambios para la compra de hasta U$S100, en la medida que hayan liquidado un monto mayor o igual al que desea adquirir dentro de los 90 días corridos anteriores.

2.14 Importación de bienes

De conformidad con la sección 10.10.1 de las Normas de Exterior y Cambios, los residentes argentinos pueden acceder al mercado de divisas para realizar pagos diferidos de importaciones de bienes en los siguientes períodos, dependiendo del tipo de bien.

Importación de bienes con anterioridad al 13 de diciembre de 2023

Desde el ingreso aduanero;
aceites de petróleo mineral bituminoso,
• gases de petróleo y demás hidrocarburos gaseosos,
hulla bituminosa sin aglomerar, y
energía eléctrica.
A partir de los 30 días corridos desde el ingreso aduanero:
productos farmacéuticos y/o insumos para la elaboración local de los mismos, y
• fertilizantes y/o productos fitosanitarios y/o insumos para su elaboración local.
A partir de los 180 días corridos desde el ingreso aduanero
automotores terminados, y
posiciones arancelarias del punto 12.2 de las Normas de Exterior y Cambios.
Restantes bienes
un 25% desde los 30 (treinta) días corridos desde ingreso aduanero;
un 25% adicional desde los 60 (sesenta) días corridos desde ingreso aduanero;
un 25% adicional desde los 90 (noventa) días corridos desde el ingreso aduanero;
el restante 25% desde los 120 (ciento veinte) días corridos desde el ingreso aduanero.
El envío y el seguro, como parte de la condición de compra acordada con el vendedor, pueden

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pagarse en su totalidad a partir de la primera fecha en la que el importador tenga acceso al mercado de divisas bajo los bienes cubiertos.

No obstante lo anterior, de acuerdo con la sección 10.10.2 de las Normas de Exterior y Cambios, el BCRA autoriza pagos antes de los horarios mencionados, únicamente en los siguientes supuestos:

El cliente accede al mercado de cambios con fondos originados en una financiación de importaciones de bienes otorgada por una entidad financiera local a partir de una línea de crédito del exterior en la medida que se cumplan las siguientes condiciones al momento del otorgamiento:
las fechas de vencimiento y los montos de capital a pagar de la financiación otorgada sean compatibles con los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien:
- si el otorgamiento de la financiación es anterior de la fecha de arribo al país de los bienes, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán a partir de la fecha estimada de arribo al país de los bienes más 15 (quince) días corridos.
- si el otorgamiento de la financiación es posterior al arribo al país de los bienes, pero anterior a su registro de ingreso aduanero, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán a partir de la fecha del otorgamiento más 15 (quince) días corridos,
- si el otorgamiento de la financiación es posterior a la fecha de registro de ingreso aduanero de los bienes, los plazos de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien se computarán desde dicha fecha de registro.
Cuando la operación encuadre en los incisos a) y b) del punto precedente, la entidad deberá adicionalmente contar con una declaración jurada del importador en la que se compromete, salvo situaciones de fuerza mayor, a concretar el registro de ingreso aduanero de los bienes dentro de los 15 (quince) días corridos de su arribo al país o de la fecha de otorgamiento de la financiación, según corresponda.
El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos en concepto de anticipos o prefinanciaciones de exportaciones del exterior o prefinanciaciones de exportaciones otorgadas por entidades financieras locales con fondeo en líneas de crédito del exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en los puntos 1.(i) y 1.(ii) anteriores.
El cliente accede al mercado de cambios en forma simultánea con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero con el exterior, en la medida que se cumplan las condiciones estipuladas en los puntos 1.(i) y 1.(ii) anteriores.
Se trata de un pago de importaciones de bienes enmarcado en el mecanismo previsto en el punto 7.11. de las Normas de Exterior y Cambios.
Se trata de pagos de importaciones de bienes de capital que se concreten en forma simultánea con la liquidación de fondos originados en un endeudamiento financiero con el exterior o un aporte de inversión extranjera directa que encuadren en el punto 7.10.2.2. de las Normas de Exterior y Cambios.
Se trata de un pago del principal de una deuda comercial debida a la importación de bienes según lo dispuesto en la Sección 10.2.4. de las Regulaciones de Cambio Extranjero de Argentina, antes de los horarios de pago mencionados anteriormente para cada tipo de bien, y el cliente dispone, equivalente al valor pagado:
Un “Certificado por los Regímenes de Acceso al Mercado de Cambios para la Producción Incremental de Petróleo y/o Gas Natural (Decreto N° 277/22)” emitido en el marco de la Sección 3.21. de las Regulaciones de Cambio Extranjero de Argentina, o
Un “Certificado de Aportes para Inversión Extranjera Directa en el marco del Régimen de Fomento de Inversiones para Exportaciones de las Actividades de la Economía del Conocimiento (Decreto N° 679/22)” y la transacción se lleva a cabo a través de una operación de swap y/o arbitraje con fondos depositados en una “Cuenta Especial para el Régimen de

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Promoción de la Economía del Conocimiento (Decreto N° 679/22)”.

El pago corresponde a operaciones financiadas o garantizadas hasta el 12.12.23 por entidades financieras locales o extranjeras.
El pago corresponde a operaciones financiadas o garantizadas hasta el 12.12.23 por organizaciones internacionales y/o agencias de crédito oficiales.
Se trata de un pago de importaciones de bienes realizado por una persona física o jurídica para la provisión de un medicamento crítico cuyo registro de entrada en aduana se realiza mediante una “Solicitud Particular”.

Importación de bienes con anterioridad al 13 de diciembre de 2023

El pago por importaciones de bienes nacionalizados a partir del 13 de diciembre de 2023 puede realizarse en los siguientes períodos, dependiendo del tipo de bien.

El pago corresponde a operaciones financiadas o garantizadas hasta el 12 de diciembre de 2023 por entidades financieras locales o extranjeras.
El pago corresponde a operaciones financiadas o garantizadas hasta el 12 de diciembre de 2023 por organizaciones internacionales y/o agencias de crédito oficiales.
El cliente cuenta con un “Certificado por los Regímenes de Acceso al Mercado de Cambios para la Producción Incremental de Petróleo y/o Gas Natural (Decreto N° 277/22)” emitido en el marco de la Sección 3.21 de las Normas de Exterior y Cambios.
El pago se realiza mediante una operación de swap y/o arbitraje con fondos depositados en una cuenta local y provenientes de la recaudación de capital e intereses en moneda extranjera de BOPREAL.
El pago se realiza de conformidad con las disposiciones del punto 4.7.4. de las Normas de Exterior y Cambios por parte de un cliente que suscribió la Serie 1 de BOPREAL por un monto igual o superior al 50% del monto total pendiente de sus deudas elegibles para los puntos 4.5. y 4.6. de Normas de Exterior y Cambios con anterioridad al 31.1.24.
El pago se realiza conforme a las disposiciones del punto 4.7.5. de Normas de Exterior y Cambios por parte de un cliente que suscribió la Serie 1 de BOPREAL por un monto igual o superior al 25% del monto total pendiente de sus deudas elegibles para los puntos 4.5. y 4.6. de las Normas de Exterior y Cambios antes del 31.1.24.
El pago se realiza el 10.2.24 o después por una persona física o jurídica clasificada como una MiPyME, según se define en las normas "Determinación del estado de las micro, pequeñas y medianas empresas", sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones.

3. Normativa de CNV aplicable a operaciones con títulos valores

Según lo dispuesto en el Capítulo V, Título XVIII de las normas de la CNV:

Para dar curso a operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera, en cualquier jurisdicción y cualquiera sea la ley de emisión de los mismos, deberá observarse un plazo mínimo de tenencia en cartera de un (1) día hábil, contado a partir de su acreditación en el agente depositario central de valores negociables.

Dicho plazo mínimo de tenencia no será de aplicación cuando se trate de compras de valores negociables con liquidación en moneda extranjera y en cualquier jurisdicción.

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 un (1) día hábil, contado 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 por el

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BCRA, en el marco de la Comunicación “A” 7918, sus modificatorias y/o concordantes, o sea realizada en los términos de lo dispuesto por los puntos 3.16.3.6.v) y 4.7.2.2. de las Normas de Exterior y Cambios, debiendo los agentes constatar el cumplimiento de las condiciones allí previstas en forma previa a dar curso a cualquiera de las referidas transferencias, conservando la documentación respaldatoria en los respectivos legajos, o se trate de acciones y/o certificados de depósito argentinos (CEDEAR) con negociación en mercados regulados por la CNV.

Los valores negociables acreditados en el agente depositario central de valores negociables, provenientes de entidades depositarias del exterior, no podrán ser aplicados a la liquidación de operaciones en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera hasta tanto haya transcurrido un (1) día hábil desde la 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 día hábil a computarse de igual forma.
Los agentes de liquidación y compensación y los agentes de negociación no podrán dar curso ni liquidar operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera, tanto en jurisdicción local como jurisdicción extranjera, correspondiente a clientes ordenantes en tanto éstos últimos mantengan posiciones tomadoras en cauciones y/o pases, cualquiera sea la moneda de liquidación.

A tales efectos, los mencionados agentes: (i) no podrán bajo ninguna circunstancia otorgar financiamientos para la obtención de aquellos valores negociables que serán objeto de las operaciones de venta mencionadas en el párrafo anterior; y (ii) deberán exigir a cada uno de los clientes ordenantes, una manifestación en carácter de declaración jurada de la cual surja en forma expresa que los mismos no mantienen posiciones tomadoras en ninguna de las operatorias a plazo detalladas en el párrafo anterior, en carácter de titulares y/o cotitulares, y en ningún agente inscripto, así como que tampoco han obtenido cualquier tipo de financiamiento a través de operaciones en el ámbito del mercado de capitales, ya sea de fondos y/o de valores negociables, con excepción de las emisiones de deuda con autorización de oferta pública otorgada por la CNV, debiendo tales declaraciones juradas ser conservadas en los respectivos legajos.

En todos los casos, deberán observarse las obligaciones y normas de conducta exigidas a los agentes de liquidación y compensación y los agentes de negociación por los artículos 12 (inc. j) del Capítulo I y 16 (inc. j) del Capítulo II, ambos del Título VII de las Normas de la CNV, con relación a la obligatoriedad del conocimiento del perfil de riesgo de los clientes y, en especial, el objetivo de inversión, la situación financiera y el porcentaje de ahorros del cliente destinado a estas inversiones, entre otros aspectos.

La limitación sobre posiciones tomadoras en cauciones y/o pases y/o a cualquier tipo de financiamiento a través de operaciones en el ámbito del mercado de capitales prevista precedentemente, no será de aplicación respecto de la venta de valores negociables con liquidación en moneda y jurisdicción extranjera emitidos por el BCRA en el marco de la Comunicación “A” 7918, sus modificatorias y/o concordantes, y previamente adquiridos en un proceso de colocación o de licitación primaria, hasta el valor nominal total así suscripto de dicha especie, debiendo los agentes constatar el referido límite en forma previa a dar curso a las citadas operaciones de venta; y/o en los términos de lo dispuesto por los puntos 4.3.3.3. ii) b) y 4.7.3.2. de las Normas de Exterior y Cambios, debiendo asimismo los agentes constatar el cumplimiento de las condiciones allí previstas en forma previa a dar curso a cualquiera de las referidas operaciones de venta, conservando la documentación respaldatoria en los respectivos legajos.

4. 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 Ley N° 19.359.

5. Relevamiento de Activos y Pasivos Externos

De conformidad con la Comunicación “A” 6401 del BCRA, el BCRA implementó el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos, en la cual los residentes argentinos deberán registrar la siguiente información:

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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$S 50 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.

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 ).

d) Carga tributaria

Generalidades

El siguiente es un resumen general de ciertas consecuencias impositivas aplicables en Argentina a la fecha de este Prospecto relacionadas con la adquisición, tenencia y disposición de Obligaciones Negociables. 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.

El 29 de diciembre de 2017, se publicó en el Boletín Oficial la Ley N°27.430 (la “Reforma Tributaria”) que introdujo significativas modificaciones a la legislación impositiva hasta entonces vigente en Argentina. La misma fue reglamentada a través del Decreto Nº1170/2018 (BO 27/12/2018).

Asimismo, el 23 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial la Ley N°27.541, que nuevamente introdujo significativas modificaciones a la legislación impositiva hasta entonces vigente en la Argentina, retrotrayendo incluso algunas de las modificaciones previamente introducidas por la Reforma Tributaria y sus normas reglamentarias.

Si bien se entiende que el presente resumen es una interpretación razonable de las leyes y reglamentaciones vigentes a la fecha de este Prospecto, no puede asegurarse que los tribunales o autoridades impositivas estarán de acuerdo con la presente interpretación o que no ocurrirán cambios en dicha legislación. Este resumen está basado en las leyes impositivas de la República Argentina según se hallan en vigencia a la fecha de este Prospecto, y está sujeto a cualquier modificación en las leyes de la República Argentina que pueda entrar en vigencia después de dicha fecha, las que podrían aplicar de manera retroactiva, afectando la precisión de este resumen.

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), entre ellas, sin carácter taxativo, las consecuencias derivadas del cobro de intereses y la venta, rescate o cualquier forma de enajenación de las Obligaciones Negociables.

I. Impuesto a las Ganancias

I.1. Intereses

(a) Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en Argentina.

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derivadas del producto de la colocación del capital, y que constituye una excepción al principio general que exige la periodicidad, permanencia y habilitación de la fuente para que una renta se considere gravada en cabeza de los referidos sujetos.

Tratándose de personas humanas residentes y sucesiones indivisas radicadas en Argentina, la Reforma Tributaria estableció reglas específicas que: (i) regulan los procedimientos de imputación de las ganancias provenientes de valores que devenguen intereses o rendimientos, tales como las Obligaciones Negociables, y (ii) limitan la posibilidad de compensar los quebrantos o ganancias derivados de las inversiones previstas en el Capítulo II, Título IV de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) con resultados generados en otras operaciones. En el caso de personas humanas residentes y sucesiones indivisas radicadas en Argentina, los quebrantos específicos pueden compensarse exclusivamente con ganancias futuras derivadas de la misma fuente y clase (entendiéndose por “clase” al conjunto de ganancias comprendidas en cada uno de los artículos del Capítulo II, Título IV de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019)). Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

El artículo 33 de la Ley N°27.541 y el artículo 1 de la Ley N°27.638 sustituyeron el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) por lo que, conforme al texto actualmente vigente, la exención contenida en dicha norma alcanza a los intereses originados por depósitos efectuados en caja de ahorro, cuentas especiales de ahorro, a plazo fijo en moneda nacional y los depósitos de terceros u otras formas de captación de fondos del público conforme lo determine el BCRA, siempre que los mismos sean realizados en instituciones sujetas al régimen legal de entidades financieras normado por la Ley N°21.526, en tanto que a efectos de la exención de que se trata, se reestableció la vigencia -entre otras normas- del punto 4 del artículo 36 bis de la Ley N°23.576 que, por su parte, exime del Impuesto a las Ganancias a los intereses, actualizaciones y ajustes de capital de las Obligaciones Negociables que cumplan los requisitos estipulados en el artículo 36 de la ley referida (las “Condiciones del Artículo 36”).

Cabe destacar que las Condiciones del Artículo 36 son las siguientes:

(a) las Obligaciones Negociables deben ser colocadas por medio de una oferta pública autorizada por la CNV;

(b) los fondos obtenidos mediante la colocación de las Obligaciones Negociables deberán aplicarse, según se haya establecido en la resolución que disponga la emisión, y dado a conocer al público inversor a través del prospecto, a (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en Argentina, (ii) adquisición de fondos de comercio situados en Argentina, (iii) integración de capital de trabajo en el país o refinanciación de pasivos, (iv) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la Compañía, (v) adquisición de participaciones sociales y/o financiamiento del giro comercial de su negocio, cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados y/u (vi) otorgamiento de préstamos (cuando la emisora sea una entidad financiera regida por la Ley de Entidades Financieras), a los que los prestatarios deberán dar alguno de los destinos a que se refieren los puntos anteriores de éste párrafo, conforme a las reglamentaciones que a ese efecto dicte el BCRA (en este supuesto será la entidad financiera la que deberá acreditar el destino final de los fondos en la forma que determine la CNV); y

(c) la emisora acredite ante la CNV, en el tiempo, forma y condiciones que ésta determine, que los fondos obtenidos fueron invertidos para los fines descriptos en el apartado (b) y de acuerdo con el plan aprobado.

Si la emisora no cumpliera con las Condiciones del Artículo 36, el artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables dispone que, sin perjuicio de las sanciones que pudieran corresponder por la aplicación de la Ley N°11.683, decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en la Ley de Obligaciones Negociables y, por ende, la emisora será responsable del pago de los impuestos de los cuales hubieran estado exentos los tenedores de las Obligaciones Negociables. En tal caso, la emisora debería tributar, en concepto de Impuesto a las Ganancias, la tasa máxima establecida, con más sus actualizaciones e intereses, con carácter de pago único y definitivo. La AFIP reglamentó, mediante la Resolución General N°1516/2003, modificada por la Resolución General N°1578/2003, el mecanismo de ingreso del Impuesto a las Ganancias por parte de la emisora en el supuesto en que se entienda incumplida alguna de las Condiciones del Artículo 36.

Cabe aclarar que, adicionalmente al restablecimiento del punto 4 del artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, la exclusión de beneficios dispuesta en el artículo 109 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) no resultará de aplicación para las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país (ello conforme al actual texto del inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), sancionado por el artículo 33 de la Ley N°27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva). Al respecto señalamos que el artículo 109 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) dispone que las

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exenciones totales o parciales establecidas o que se establezcan en el futuro por leyes especiales respecto de títulos, letras, bonos, obligaciones y demás valores emitidos por el Estado Nacional, provincial, municipal o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, no tendrán efecto en el Impuesto a las Ganancias para las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país.

Como consecuencia del dictado de la Ley N°27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, aún quedan pendientes ciertas aclaraciones y definiciones (por ejemplo, aclarar ciertas cuestiones vinculadas con el alcance de las exenciones reestablecidas por la citada ley). Se recomienda a los inversores consultar con sus asesores impositivos al respecto.

Tal como lo dispuso la Ley N°27.638, a partir del período fiscal 2021 se considerará que la exención prevista en el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) también comprende a los intereses o la denominación que tuviere el rendimiento producto de la colocación de capital en los instrumentos emitidos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva que establezca el Poder Ejecutivo Nacional, siempre que así lo disponga la norma que los regule y en la medida en que las rentas correspondientes no estuvieran comprendidas en la exención prevista en el primer párrafo del inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019). En tal sentido, mediante el Decreto N°621/2021, que reglamenta la Ley N°27.638, se dispuso que los instrumentos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva son aquellos que, de manera concurrente, cumplan los siguientes requisitos: (a) sean colocados por oferta pública con autorización de la CNV, o sean elegibles de acuerdo con la norma que los constituya o cree, o cuando así lo disponga el Poder Ejecutivo Nacional; y (b) estén destinados al fomento de la inversión productiva en la República Argentina, entendiéndose por ello la inversión y/o el financiamiento directo o indirecto en proyectos productivos, inmobiliarios y/o de infraestructura destinados a distintas actividades económicas comprendidas en los sectores productores de bienes y servicios, tales como agropecuarios, ganaderos, forestales, inmobiliarios, telecomunicaciones, infraestructura, energía, logística, economías sustentables, promoción del capital emprendedor, pesca, desarrollo de tecnología y bienes de capital, investigación y aplicación de tecnología a la medicina y salud, ciencia e investigación aplicada, extracción, producción, procesamiento y/o transporte de materias primas, desarrollo de productos y servicios informáticos, como así también al financiamiento de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas comprendidas en los términos del artículo 2° de la Ley N°24.467 y sus modificatorias. También quedan comprendidos aquellos instrumentos en moneda nacional adquiridos en mercados autorizados por la CNV, bajo segmentos que aseguren la prioridad precio tiempo y por interferencia de ofertas, destinados al financiamiento de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas comprendidas en los términos del artículo 2° de la Ley N°24.467 y sus modificatorias. Existen dudas respecto del alcance de esta exención.

Destacamos que la Resolución General (CNV) N°917 (publicada en el Boletín Oficial en fecha 03 de enero de 2022) dispone que la emisora deberá incluir, en forma destacada, en todo prospecto o suplemento de prospecto, una advertencia que indique si cumple con los requisitos previstos en el citado Decreto N°621/2021 y sobre las consecuencias, para los inversores, que deriven del incumplimiento de las disposiciones aplicables para gozar de la exención impositiva. Se hace saber a los inversores que, en caso de que se emitan Obligaciones Negociables en el marco del presente programa, la emisora cumplirá con los requisitos previstos por la Resolución General (CNV) N°917.

(b) Personas humanas y entidades residentes del exterior a los fines fiscales

Los intereses de Obligaciones Negociables que obtienen los sujetos comprendidos en el Título V de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), que se refiere a personas humanas, sucesiones indivisas o personas de existencia ideal residentes en el extranjero que obtengan una renta de fuente argentina (los “Beneficiarios del Exterior”) se encuentran exentos del Impuesto a las Ganancias, en virtud de lo dispuesto en el cuarto párrafo del inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) en la medida en que (i) se cumplan las Condiciones del Artículo 36, y (ii) los Beneficiarios del Exterior de que se trate, no residan en jurisdicciones no cooperantes y los fondos invertidos no provengan de jurisdicciones no cooperantes (ver definición de “jurisdicciones no cooperantes” infra, en “Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación” ).

La CNV está facultada a reglamentar y fiscalizar, en el ámbito de su competencia, las condiciones establecidas en el inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) de conformidad con la Ley de Mercado de Capitales.

Las Co-Emisoras deben asumir el compromiso de que cada Clase de Obligaciones Negociables se utilizará en cumplimiento de las Condiciones del Artículo 36 y será colocada mediante oferta pública. A tal efecto,

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después de la emisión de cada Clase de Obligaciones Negociables, las Co-Emisoras deben presentar ante la CNV los documentos requeridos.

Sin embargo, si las Co-Emisoras de las Obligaciones Negociables no cumplieran con las Condiciones del Artículo 36, se le aplicará lo dispuesto en el artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables, conforme a lo detallado previamente en el apartado “ Intereses - Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país ”. Es decir que, sin perjuicio de las sanciones que pudieran corresponder por la aplicación de la Ley N°11.683, decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en la Ley de Obligaciones Negociables y, por ende, la Emisora será responsable del pago de los impuestos que hubiera correspondido a los tenedores de las Obligaciones Negociables. En tal caso, la emisora debería tributar, en concepto de Impuesto a las Ganancias, la tasa máxima prevista en el artículo 94 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) (actualmente es del 35%) sobre la renta percibida por los Beneficiarios del Exterior. De darse esta situación, los tenedores de obligaciones negociables tendrían derecho a percibir el monto total de intereses correspondientes a dichos títulos como si no se hubiese requerido ninguna retención. La AFIP reglamentó mediante la Resolución General Nº1516/2003, modificada por la Resolución General N°1578/2003, el mecanismo de ingreso del Impuesto a las Ganancias por parte de la emisora en el supuesto en que se entienda incumplida alguna de las Condiciones del Artículo 36.

Adicionalmente, conforme se enuncia más arriba, el artículo 33 de la Ley N° 27.541 y el artículo 1 de la Ley N°27.638 sustituyeron el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) por lo que, conforme al texto actualmente vigente, la exención contenida en dicha norma alcanza a los intereses originados por depósitos efectuados en caja de ahorro, cuentas especiales de ahorro, a plazo fijo en moneda nacional y los depósitos de terceros u otras formas de captación de fondos del público conforme lo determine el BCRA, siempre que los mismos sean realizadas en instituciones sujetas al régimen legal de entidades financieras normado por la Ley N°21.526 en tanto que, a efectos de la exención de que se trata, se ha restablecido la vigencia -entre otras normas- del punto 4 del artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, que por su parte exime del Impuesto a las Ganancias a los intereses, actualizaciones y ajustes de capital de las Obligaciones Negociables que cumplan las Condiciones del Artículo 36, aclarando la norma que, cuando se trate de Beneficiarios del Exterior, no resultaran de aplicación las restricciones contenidas en el artículo 28 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) ni en el artículo 106 de la Ley N°11.683 (t.o. 1998), que restringen la aplicación de exenciones o desgravaciones totales o parciales del Impuesto a las Ganancias cuando de ello pudiere resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

Por otro lado, si los Beneficiarios del Exterior residen en y/o los fondos invertidos provienen de “jurisdicciones no cooperantes”, los intereses estarán siempre sujetos a retención del Impuesto a las Ganancias, no siendo relevante si se cumplen o no las Condiciones del Artículo 36.

Tal como lo dispone la Ley N°27.638, a partir del período fiscal 2021 se considerará que la exención prevista en el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) también comprende a los intereses o la denominación que tuviere el rendimiento producto de la colocación de capital en los instrumentos emitidos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva que establezca el Poder Ejecutivo Nacional, siempre que así lo disponga la norma que los regule y en la medida en que las rentas correspondientes no estuvieran comprendidas en la exención prevista en el primer párrafo del inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019). En tal sentido, mediante el Decreto N°621/2021, que reglamenta la Ley N°27.638, se establecieron los requisitos de aplicación de la presente exención (tal como se dispuso en el apartado “ Intereses – a) Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país ”). Existen dudas respecto del alcance de esta exención.

En aquellos casos en que no resultaren de aplicación las exenciones expuestas más arriba, se aplicará la alícuota del 35% respecto de los intereses provenientes de las Obligaciones Negociables pagados a Beneficiarios del Exterior.

La referida alícuota resultará de aplicación sobre el 100% de los intereses percibidos por el Beneficiario del Exterior, excepto que: (i) el Beneficiario del Exterior fuera una entidad financiera supervisada por su respectivo banco central o autoridad equivalente y (ii) esté radicada en (a) jurisdicciones no consideradas como no cooperantes o de baja o nula tributación o (b) jurisdicciones que hayan suscripto con la República Argentina

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convenios de intercambio de información y, por aplicación de sus normas internas, no pueda alegarse secreto bancario, bursátil o de otro tipo, ante el pedido de información del respectivo fisco. En dicho caso, la referida alícuota resultaría de aplicación sobre el 43% del monto bruto de intereses pagados (i.e., tasa efectiva del 15,05%).

Conforme lo dispone la Resolución General (AFIP) Nº4227/2018, en caso de no proceder las exenciones mencionadas deberá actuar como agente de retención del Impuesto a las Ganancias el sujeto pagador de los intereses que generen las Obligaciones Negociables.

Como consecuencia del dictado de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva (Ley N° 27.541), 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.

(c) Entidades Argentinas

Se encuentra gravada por el Impuesto a las Ganancias la renta de intereses provenientes de Obligaciones Negociables que obtengan los sujetos que deban practicar ajuste por inflación de conformidad con lo dispuesto en el Título VI de la LIG (en general, las sociedades anónimas –incluidas las sociedades anónimas unipersonales, las sociedades en comandita por acciones, en la parte que corresponda a los socios comanditarios, y 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 civiles y fundaciones, cooperativas y entidades civiles y mutualistas constituidas en el país en cuanto no corresponda por la LIG otro tratamiento impositivo; las entidades y organismos a que se refiere el artículo 1 de la Ley Nº22.016, las sociedades de economía mixta, por la parte de las utilidades no exentas del impuesto, los fideicomisos constituidos 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 y sus modificaciones, las sociedades incluidas en el inciso b) del artículo 53 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) y los fideicomisos comprendidos en el inciso c) del mismo artículo que opten por tributar conforme a las disposiciones aplicables a las sociedades de capital cumpliendo los requisitos exigidos para el ejercicio de esa opción, las derivadas de establecimientos permanentes definidos en el artículo 22 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), toda otra clase de sociedades o empresas unipersonales constituidas en el país, los comisionistas, rematadores, consignatarios y demás auxiliares del comercio no incluidos expresamente en la cuarta categoría del Impuesto a las Ganancias, y demás sujetos comprendidos en el Título VI de la Ley del Impuesto a las Ganancias (las “Entidades Argentinas”)) tenedoras de Obligaciones Negociables.

Los sujetos indicados en los incisos a) y b) del artículo 73 de Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) (que comprenden a la mayor parte de las Entidades Argentinas) determinan el Impuesto a las Ganancias empleando la siguiente escala y alícuotas[4] :

Período Fiscal 2024

Ganancia neta	imponible acumulada	Pagarán $	Más el %	Sobre el excedente de $
Más de $	A $
$ 0	$ 34.703.523,08	$ 0	25%	$ 0
$ 34.703.523,08	$ 347.035.230,79	$ 8.675.880,77	30%	$ 34.703.523,08
$ 347.035.230,79	En adelante	$ 102.375.393,08	35%	$ 347.035.230,79

4 La citada escala surge del sitio web de AFIP: https://www.afip.gob.ar/gananciasYBienes/ganancias/personasjuridicas/determinacion/documentos/Ganancias-Escala-PJ-2024.pdf.

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Los montos comprendidos en la escala detallada en el párrafo anterior se ajustarán anualmente, considerando la variación anual del IPC que suministre el 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.

La Reforma Tributaria establece normas específicas para la imputación de la ganancia proveniente de valores negociables que devenguen intereses y rendimientos. Asimismo, la Reforma Tributaria establece la existencia de quebrantos específicos por determinado tipo de inversiones y operaciones dependiendo del sujeto que las realice. Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

I.2. Ganancias de capital

(a) Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país

En principio, las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en Argentina están sujetas al Impuesto a las Ganancias de acuerdo con la teoría de la fuente, en función de la periodicidad, permanencia de la fuente y su habilitación. Sin perjuicio de ello, las rentas obtenidas como consecuencia de la transferencia de las obligaciones negociables encuadran en la segunda categoría del Impuesto a las Ganancias, que grava los resultados provenientes de la enajenación de títulos, y que constituye una excepción al principio general que exige la periodicidad, permanencia y habilitación de la fuente para que una renta se considere gravada en cabeza de los referidos sujetos.

De acuerdo con el artículo 98 de la LIG (t.o. 2019), las ganancias resultantes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta, conversión, etcétera) de las Obligaciones Negociables por parte de personas humanas residentes en Argentina - y de sucesiones indivisas radicadas en Argentina - se encuentran gravadas por el Impuesto a las Ganancias a la alícuota del 5% (en el caso de títulos en moneda nacional sin cláusula de ajuste), o 15% (en el caso de títulos en moneda nacional con cláusula de ajuste o en moneda extranjera).

Conforme el artículo 100 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o., 2019), cuando personas humanas residentes en la Argentina y sucesiones indivisas radicadas en la Argentina obtengan ganancias de capital producto de la enajenación de Obligaciones Negociables, en tanto se trate de ganancias de fuente argentina, podrán efectuar una deducción especial por un monto equivalente al mínimo no imponible definido en el inciso a) del artículo 30 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) por año fiscal y que se proporcionará de acuerdo a la renta atribuible a cada uno de esos conceptos. El cómputo del monto indicado no podrá dar lugar a quebranto y tampoco podrá considerarse en períodos fiscales posteriores, de existir, el remanente no utilizado. Adicionalmente, sólo podrán computarse contra las ganancias mencionadas los costos de adquisición y los gastos directa o indirectamente relacionados con ellas, no pudiendo deducirse los conceptos previstos en los artículos 29, 30 y 85 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) y todos aquellos que no correspondan a una determinada categoría de ganancias.

La ganancia bruta por la enajenación de las Obligaciones Negociables realizada por personas humanas residentes en Argentina y/o por sucesiones indivisas radicadas en Argentina se determina deduciendo del precio de transferencia el costo de adquisición. De tratarse de valores en moneda nacional con cláusula de ajuste o en moneda extranjera, las actualizaciones y diferencias de cambio no son consideradas como integrantes de la ganancia bruta.

La Reforma Tributaria establece normas específicas para la determinación de la ganancia derivada de la enajenación de valores según sus condiciones de suscripción o adquisición. Asimismo, la Reforma Tributaria establece la existencia de quebrantos específicos por determinado tipo de inversiones y operaciones dependiendo del sujeto que las realice, así como reglas específicas respecto de su imputación. En el caso de personas humanas y sucesiones indivisas residentes en Argentina, las ganancias y los quebrantos específicos derivados de la disposición de títulos valores pueden compensarse exclusivamente con ganancias o pérdidas futuras derivadas de la misma fuente y clase (entendiéndose por “clase” al conjunto de ganancias comprendidas en cada uno de los artículos del Capítulo II, Título IV de la LIG). Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

Sin perjuicio de lo señalado, cabe destacar que conforme lo enunciáramos más arriba, el artículo 33 de la Ley N°27.541 y el artículo 1 de la Ley N°27.638 sustituyeron el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), por lo que conforme al texto actualmente vigente la exención contenida en dicha norma alcanza a los intereses originados por depósitos efectuados en caja de ahorro, cuentas especiales de ahorro,

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a plazo fijo en moneda nacional y los depósitos de terceros u otras formas de captación de fondos del público conforme lo determine el BCRA, siempre que los mismos sean realizados en instituciones sujetas al régimen legal de entidades financieras normado por la Ley N°21.526, en tanto que, a efectos de la exención de que se trata, se ha restablecido la vigencia -entre otras normas- del punto 3 del artículo 36 bis de la Ley N°23.576, que por su parte exime del Impuesto a las Ganancias a los resultados provenientes de la compraventa, cambio, permuta, conversión y disposición de las obligaciones negociables que cumplan las Condiciones del Artículo 36, sin que resulte de aplicación la exclusión de beneficios dispuesta en el artículo 109 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019).

Adicionalmente, el artículo 34 de la Ley N°27.541 ha incorporado un último párrafo al inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) que exime a las personas humanas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país (siempre que no estuvieran comprendidos en los incisos d) y e) y en el último párrafo del artículo 53 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019)) de los resultados provenientes de operaciones de compraventa, cambio, permuta o disposición de los valores alcanzados por el artículo 98 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) que no se encuentran comprendidos en el primer párrafo del inciso u) del artículo 26 de la ley del gravamen (por lo que el beneficio comprendería a las obligaciones negociables), 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 Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019).

Se hace notar a los potenciales inversores que existen dudas respecto del alcance de las exenciones mencionadas en los párrafos anteriores. Se recomienda a dichos inversores consultar con sus asesores impositivos al respecto.

(b) Beneficiarios del exterior

Las ganancias de capital derivadas de la compraventa, cambio, permuta, o disposición de las Obligaciones Negociables, que fueran obtenidas por los Beneficiarios del Exterior, se encuentran exentas del Impuesto a las Ganancias en virtud de lo dispuesto por el cuarto párrafo del inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), en la medida en que se trate de Obligaciones Negociables que cumplan con las Condiciones del Artículo 36 y siempre que tales beneficiarios no residan en jurisdicciones no cooperantes y los fondos invertidos no provengan de jurisdicciones no cooperantes.

Por su parte, el artículo 34 de la Ley N°27.541 ha incorporado, con efecto a partir del período fiscal 2020, un último párrafo al inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) que exime a los Beneficiarios del Exterior de los resultados provenientes de operaciones de compraventa, cambio, permuta o disposición de los valores no comprendidos en el cuarto párrafo del inciso referido, ello en la medida en que los beneficiarios de que se trata no residan en jurisdicciones no cooperantes o los fondos invertidos no provengan de jurisdicciones no cooperantes.

La CNV está facultada a reglamentar y fiscalizar, en el ámbito de su competencia, las condiciones establecidas en el artículo 26 inciso u) de la LIG de conformidad con la Ley de Mercado de Capitales.

Adicionalmente, y conforme enunciáramos más arriba, el artículo 33 de la Ley N°27.541 y el artículo 1 de la Ley N°27.638 sustituyeron el inciso h) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), por lo que conforme al texto actualmente vigente la exención contenida en dicha norma alcanza a los intereses originados por depósitos efectuados en caja de ahorro, cuentas especiales de ahorro, a plazo fijo en moneda nacional y los depósitos de terceros u otras formas de captación de fondos del público conforme lo determine el BCRA, siempre que los mismos sean realizados en instituciones sujetas al régimen legal de entidades financieras normado por la Ley N°21.526, en tanto que a efectos de la exención de que se trata se ha restablecido la vigencia -entre otras normas- del punto 3 del artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, que por su parte exime del Impuesto a las Ganancias a los resultados provenientes de la compraventa, cambio, permuta, conversión y disposición de las Obligaciones Negociables que cumplan las Condiciones del Artículo 36, aclarando la norma que cuando se trate de Beneficiarios del Exterior no resultarán de aplicación las restricciones contenidas en el artículo 28 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) ni en el artículo 106 de la Ley N°11.683 (t.o. 1998), que restringen la aplicación de exenciones cuando de ello pudiere resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

El artículo 249 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) dispone que, cuando se trate de una enajenación de Obligaciones Negociables realizada por Beneficiarios del Exterior y que no califique como exenta, la ganancia neta presunta de los resultados derivados de la enajenación quedará alcanzada por el inciso i) del artículo 104 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) (que presume una

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ganancia neta equivalente al 90% de las sumas pagadas) y, de corresponder, por el segundo párrafo del artículo referido (que brinda la opción de determinar la ganancia neta deduciendo del beneficio bruto pagado los gastos realizados en el país necesarios para su obtención, mantenimiento y conservación, así como las deducciones admitidas por la ley del gravamen según el tipo de ganancia de que se trate y reconocidas por la administración fiscal).

Por su parte, el artículo 250 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) dispone que, cuando la ganancia sea obtenida por un Beneficiario del Exterior que no resida en jurisdicciones no cooperantes o los fondos invertidos por los mismos no provengan de jurisdicciones no cooperantes, y no resultara exenta en los términos del cuarto párrafo del inciso u) del artículo 26 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), deberá aplicarse la alícuota que corresponda de conformidad con lo previsto en el primer párrafo del artículo 98 de la ley del gravamen (es decir, las alícuotas del 5% o 15%, según el caso); en tanto que los Beneficiarios del Exterior que residan en jurisdicciones no cooperantes o los fondos invertidos por los mismos provengan de jurisdicciones no cooperantes estarán sujetos a la alícuota del 35% prevista en el artículo 102 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019).

Cuando la titularidad de las Obligaciones Negociables corresponda a un sujeto del exterior y el adquirente sea un sujeto residente en Argentina, éste último deberá actuar como agente de retención e ingresar el Impuesto a las Ganancias. En cambio, tal como surge del artículo 252 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019), cuando la titularidad de las Obligaciones Negociables corresponda a un sujeto del exterior, y el adquirente sea también una persona humana o entidad del exterior, el enajenante Beneficiario del Exterior deberá ingresar el impuesto directamente a través del mecanismo que al efecto establezca la AFIP, o podrá hacerlo (i) a través de un sujeto residente en el país con mandato suficiente o (ii) a través de su representante legal domiciliado en el país.

(c) Entidades Argentinas

Las Entidades Argentinas están sujetas al Impuesto a las Ganancias por los resultados provenientes de operaciones de compraventa, cambio, permuta, o disposición de Obligaciones Negociables y determinarán el tributo empleando la siguiente escala y alícuotas[5] :

Período Fiscal 2024

Ganancia neta imponible acumulada	Ganancia neta imponible acumulada	Pagarán $	Más el %	Sobre el excedente de $
Más de $	A $
$ 0	$ 34.703.523,08	$ 0	25%	$ 0
$ 34.703.523,08	$ 347.035.230,79	$ 8.675.880,77	30%	$ 34.703.523,08
$ 347.035.230,79	En adelante	$ 102.375.393,08	35%	$ 347.035.230,79

La ganancia bruta por la enajenación de las Obligaciones Negociables realizada por las Entidades Argentinas se determina deduciendo del precio de transferencia el costo de adquisición. La LIG considera como de naturaleza específica los quebrantos provenientes de determinadas operaciones con renta financiera. Los inversores deberán evaluar el potencial impacto que ello podría tener en su caso en particular.

II. Impuesto al Valor Agregado

5 La citada escala surge del sitio web de AFIP: https://www.afip.gob.ar/gananciasYBienes/ganancias/personasjuridicas/determinacion/documentos/Ganancias-Escala-PJ-2024.pdf.

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De conformidad con el artículo 36 bis, punto 1, de la Ley de Obligaciones Negociables, quedan exentas del IVA las operaciones financieras y prestaciones relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses y cancelaciones de las Obligaciones Negociables, así como sus garantías, en la medida que se cumplan las Condiciones del Artículo 36.

Sin perjuicio de ello, de conformidad con el inciso b) del artículo 7 de la ley del impuesto al valor agregado, la transferencia de los títulos está exenta de dicho impuesto aun si no se cumplen las Condiciones del Artículo 36.

III. Impuesto sobre los Bienes Personales

De conformidad con la Ley N°23.966 del Impuesto sobre los Bienes Personales, texto conforme a las modificaciones introducidas por la Ley N°27.541, y sus modificatorias (la “Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales”), las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en Argentina se encuentran obligadas al pago de un impuesto anual sobre los bienes personales respecto de sus tenencias de ciertos activos (tales como las Obligaciones Negociables) situados en el país y en el exterior al 31 de diciembre de cada año.

Las personas humanas residentes en el exterior y las sucesiones indivisas allí radicadas sólo tributan este gravamen por sus bienes situados en la Argentina (tales como las Obligaciones Negociables) de los que fueran titulares al 31 de diciembre de cada año fiscal.

Los títulos valores, tales como las Obligaciones Negociables, únicamente se consideran ubicados en Argentina cuando sean emitidos por una entidad residente en Argentina.

El Impuesto sobre los Bienes Personales correspondiente a las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en la Argentina, 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 ciertos montos que para el período fiscal 2023 ascienden a $27.377.408,28 (o a $ 136.887.041,42 tratándose de inmuebles destinados a casahabitación). La Ley N° 27.667 (publicada en el Boletín Oficial el 31 de diciembre de 2022) dispuso que dichos montos se ajustarán anualmente por el coeficiente que surja de la variación anual del IPC que suministre el INDEC, correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste respecto al mismo mes del año anterior. A dichos efectos, no resultan aplicables las disposiciones del artículo 10 de la ley 23.928 y sus modificaciones.

Sobre el excedente de dichos montos, el impuesto a ingresar por las personas humanas residentes en el país y las sucesiones indivisas allí radicadas, será el que resulte de aplicar, sobre el valor total de los bienes sujetos a impuesto radicados en el país, la siguiente escala y alícuotas (que resultan aplicables para el período fiscal 2023)[6] :

Escala 2023 (aún no ha publicado la escala del Período Fiscal 2024)

Valor total de los bienes que exceda	Valor total de los bienes que exceda
el mínimo no imponible		Pagarán	$	Más el %	Sobre el excedente de $
Más de $	a $
0	13.688.704,14, inclusive		0	0,50%	0
13.688.704,14	29.658.858,98,		68.443,51	0,75%	13.688.704,14
	inclusive
29.658.858,98	82.132.224,86,		188.219,68	1,00%	29.658.858,98
	inclusive
82.132.224,86	456.290.138,07,		712.953,35	1,25%	82.132.224,86
	inclusive
456.290.138,07	1.368.870.414,25,		5.389.927,27	1,50%	456.290.138,07
	inclusive

6 La citada escala surge del sitio web de AFIP: https://www.afip.gob.ar/gananciasYBienes/bienes-personales/.

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242

1.368.870.414,25

19.078.631,41 1,75%

1.368.870.414,25

En adelante

Dichos montos se ajustarán por el coeficiente que surja de la variación anual del IPC que suministre el INDEC, correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste respecto al mismo mes del año anterior. A dichos efectos, no resultan aplicables las disposiciones del artículo 10 de la Ley N° 23.928 y sus modificaciones.

El gravamen a ingresar por los bienes situados en el exterior, por parte de los contribuyentes que residan en el país, será el que resulte de aplicar, sobre el valor total de los bienes situados en el exterior que exceda el mínimo no imponible no computado contra los bienes del país, las siguientes alícuotas incrementadas[7] :

Escala 2023 (aún no ha publicado la escala del Período Fiscal 2024)

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 contra
Más de $	a $	los bienes del país pagará el %
0	13.688.704,14, inclusive	0,70%
13.688.704,14	29.658.858,98, inclusive	1,20%
29.658.858,98	82.132.224,86, inclusive	1,80%
82.132.224,86	En adelante	2,25%

Los sujetos de este impuesto podrán computar como pago a cuenta las sumas efectivamente pagadas en el exterior por gravámenes similares al presente que consideren como base imponible el patrimonio o los bienes en forma global. Este crédito sólo podrá computarse hasta el incremento de la obligación fiscal originado por la incorporación de los bienes situados con carácter permanente en el exterior. En caso de que el contribuyente abonase el impuesto por los bienes situados en el exterior con las alícuotas incrementadas, el cómputo respectivo procederá, en primer término, contra el impuesto que resulte con respecto a los bienes situados en el país, y el remanente no computado podrá ser utilizado contra el gravamen determinado por los bienes situados en el exterior.

El Impuesto sobre los Bienes Personales se aplica (i) en el caso de obligaciones negociables con cotización, sobre el último valor de cotización de las obligaciones negociables; o (ii) en el caso de obligaciones negociables sin cotización, sobre el costo incrementado, de corresponder, en el importe de los intereses, actualizaciones y diferencias de cambio que se hubieran devengado. En ambos casos, el valor se establece al 31 de diciembre de cada año.

Las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior, por los bienes situados en Argentina, están alcanzados por el Impuesto sobre los Bienes Personales a una alícuota del 0,50%. El impuesto debe ser pagado por la persona residente en la Argentina que tenga el dominio, posesión, uso, goce, disposición, depósito, tenencia, custodia, administración o guarda de los valores.

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.

La Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales grava únicamente los valores en tenencia de personas humanas o sucesiones indivisas residentes en Argentina o en el exterior, tal como se describiera anteriormente. Sin perjuicio de ello, la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales establece como presunción legal -sin admitir prueba en contrario- que las obligaciones negociables emitidas por emisores privados argentinos, de titularidad directa de entidades extranjeras que (a) se encuentren domiciliadas en una jurisdicción que no exige que las

7 La citada escala surge del sitio web de AFIP: https://www.afip.gob.ar/gananciasYBienes/bienes-personales.

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acciones o títulos privados sean detentados en forma nominativa y (b) que (i) de conformidad con sus estatutos o su naturaleza jurídica, estén únicamente autorizadas a realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su lugar de constitución y/o (ii) no les 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 o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en el país, encontrándose, en consecuencia, sujetas al pago del Impuesto sobre los Bienes Personales a las alícuotas vigentes incrementadas en un 100%. En dichos casos la ley impone al emisor privado argentino (que actúa como obligado sustituto del pago del impuesto, el “Obligado Sustituto”) la obligación de pagar íntegramente el 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.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes entidades extranjeras que sean titulares directas de las Obligaciones Negociables: (a) compañías de seguros; (b) fondos abiertos de inversión; (c) fondos de pensión; y (d) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén radicadas o constituidas en países cuyos bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Supervisión Bancaria de Basilea.

La presunción legal antes analizada no se aplicará a los títulos privados representativos de deuda, tal como es el caso de las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas ubicadas en Argentina o en el extranjero. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplique a las Obligaciones Negociables y que el emisor no sea responsable por el IBP como Obligado Sustituto, según lo establece la Resolución Nº2151/06 de la AFIP, el emisor debe conservar una copia de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y constancia de que dicha autorización se encontraba vigente al 31 de diciembre del año al que corresponda la liquidación del impuesto, ambos documentos debidamente certificados por la CNV. 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, la emisora deberá pagar el Impuesto sobre los Bienes Personales como Obligado Sustituto.

Cabe aclarar que la Ley N°27.541 ha establecido respecto de la condición de los contribuyentes que con efectos a partir del periodo fiscal 2019, el sujeto pasivo del impuesto se regirá por el criterio de residencia en los términos de los artículos 119 y siguientes de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) (artículos 116 y siguientes conforme a lo normado en el Decreto N 99/2019), quedando sin efecto el criterio del domicilio. Por su parte, el Decreto N°99/2019 aclara que toda referencia que efectúen las normas legales, reglamentarias y complementarias sobre el nexo de vinculación “domicilio” con relación al impuesto debe entenderse referida a “residencia”.

Las condiciones de aplicación de los criterios de residencia en relación con el Impuesto sobre los Bienes Personales se encuentran reglamentadas por la Resolución General (AFIP) N°4760, publicada en el Boletín Oficial el 17/07/2020.

Por medio de la Ley N°27.638 (publicada en el Boletín Oficial en fecha 04/08/2021), se introdujeron modificaciones a la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales. Entre otras modificaciones introducidas por dicha ley, se incorporaron nuevas exenciones al artículo 21 del Título VI de la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales, para los siguientes conceptos: (i) las Obligaciones Negociables emitidas en moneda nacional que cumplan con las Condiciones del Artículo 36 y (ii) los instrumentos emitidos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva, que establezca el Poder Ejecutivo Nacional, siempre que así lo disponga la norma que los regule.

Con respecto a los instrumentos emitidos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva, el Decreto N°621/2021 -reglamentario de la Ley N°27.638- dispuso que dichos instrumentos son aquellos que, de manera concurrente, cumplan los siguientes requisitos: (a) sean colocados por oferta pública con autorización de la CNV, o sean elegibles de acuerdo con la norma que los constituya o cree, o cuando así lo disponga el Poder Ejecutivo Nacional; y (b) estén destinados al fomento de la inversión productiva en la República Argentina, entendiéndose por ello la inversión y/o el financiamiento directo o indirecto en proyectos productivos, inmobiliarios y/o de infraestructura destinados a distintas actividades económicas comprendidas en los sectores productores de bienes y servicios, tales como agropecuarios, ganaderos, forestales, inmobiliarios, telecomunicaciones, infraestructura, energía, logística, economías sustentables, promoción del capital emprendedor, pesca, desarrollo de tecnología y bienes de capital, investigación y aplicación de tecnología a la medicina y salud, ciencia e investigación aplicada, extracción, producción, procesamiento y/o transporte de materias primas, desarrollo de productos y servicios informáticos, como así también al financiamiento de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas comprendidas en los términos del artículo 2° de la Ley N°24.467 y sus modificatorias. También quedan comprendidos aquellos instrumentos en moneda nacional adquiridos en mercados autorizados por la CNV, bajo segmentos que aseguren la prioridad precio tiempo y por interferencia de

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ofertas, destinados al financiamiento de las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas comprendidas en los términos del artículo 2° de la Ley N°24.467 y sus modificatorias.

La Ley N°27.702 (publicada en el B.O. el día 30 de noviembre de 2022) dispuso la prórroga del Impuesto sobre los Bienes Personales hasta el 31 de diciembre del 2027.

IV. Impuesto sobre los Débitos y Créditos Bancarios y Débitos en Cuentas Bancarias

En virtud de la Ley N°25.413, con su modificatoria, se creó un Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias (en adelante, el “ICD”) aplicable sobre: (i) los créditos y débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras ubicadas en Argentina, que se rigen por la Ley N°21.526, y sus modificaciones (la “Ley de Entidades Financieras”), (ii) ciertas operaciones realizadas con la intervención de entidades financieras que se rigen por la Ley de Entidades Financieras, 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 Resolución (AFIP) N°2111/06, 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 aplicable tanto para los débitos como los créditos es del 0,6% (de acuerdo con lo establecido en el Artículo 1° de la Ley N°25.413). Sin embargo, existen alícuotas reducidas del 0,075% e incrementadas del 1,2% para distintos supuestos especialmente previstos.

Asimismo, la Ley N°27.541 establece que cuando se lleven a cabo extracciones en 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 los mismos. Lo mencionado anteriormente no resultará de aplicación a las cuentas cuyos titulares sean personas humanas o personas jurídicas que revistan y acrediten la condición de Micro y Pequeñas Empresas.

Si se acreditan montos a pagar respecto de las Obligaciones Negociables (en concepto de capital, intereses u otras sumas) a tenedores que no gozan de un tratamiento especial, en cuentas corrientes abiertas en entidades financieras locales, el crédito correspondiente y los débitos subsecuentes estarán sujetos al impuesto a una alícuota del 0,6%.

En general, las entidades financieras involucradas actúan como agentes de percepción y liquidan el impuesto.

El Decreto Nº409/2018, publicado en el Boletín Oficial el 07 de mayo de 2018, estableció que el 33% del impuesto abonado correspondiente a los créditos y débitos en cuentas bancarias gravados con la alícuota del 0,6% y el 33% de los importes abonados sobre operaciones alcanzadas por la alícuota incrementada del 1,2%, pueden computarse como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias o 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.

Asimismo, la Ley N°27.264 estableció que el IDC que hubiese sido efectivamente ingresado podrá ser computado en un cien por ciento (100%) como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias por las empresas que sean consideradas “micro” y “pequeñas” y en un sesenta por ciento (60%) por las industrias manufactureras consideradas “medianas -tramo 1-” (en los términos del artículo 1° de la Ley N°25.300 y sus normas complementarias).

Existen exenciones en este impuesto vinculadas con el sujeto y con el destino de las cuentas. Así, por ejemplo, se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del BCRA) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país, de acuerdo

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con lo establecido por el artículo 10, inciso s) del Decreto N°380/2001. No existen exenciones que prevean la no aplicación de este impuesto sobre los pagos de intereses y sobre los resultados de las ventas de Obligaciones Negociables.

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 con lo establecido en la Resolución General AFIP N°3900/2016.

La Ley N°27.702 (publicada en el B.O. el día 30 de noviembre de 2022) dispuso la prórroga del IDC hasta el 31 de diciembre del 2027.

V. Impuesto Para una Argentina Inclusiva y Solidaria (Impuesto PAIS)

La Ley N°27.541 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, un impuesto nacional aplicable sobre determinadas operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera y demás operaciones de cambio de divisas y sobre determinadas adquisiciones 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, modificada por la Resolución General (AFIP) N°5463/2023 (entre otras), estableció sobre las operaciones sujetas a dicho impuesto y para los contribuyentes definidos en el artículo 38 de la Ley N°27.541 de Solidaridad y Reactivación Productiva que califiquen como residentes argentinos, en los términos del artículo 116 y siguientes de la Ley del Impuesto a las Ganancias, la aplicación de una percepción del treinta por ciento (30%) sobre los montos en Pesos que, para cada caso, se detallan en el artículo 29 de la Ley N°27.541 de Solidaridad y Reactivación Productiva.

Las percepciones serán consideradas como pagos a cuenta del Impuesto a las Ganancias o del Impuesto sobre los Bienes Personales (en caso de los sujetos adheridos al Régimen Simplificado para Pequeños Contribuyentes y que no resultan responsables del Impuesto a las Ganancias), según el caso.

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.

VI. Impuesto sobre los Ingresos Brutos

El Impuesto sobre los Ingresos Brutos es un tributo de carácter local que recae sobre el ejercicio habitual y a título oneroso de actividades económicas desarrolladas en una determinada jurisdicción. La base imponible es la retribución bruta devengada como resultado de las actividades desarrolladas en la jurisdicción correspondiente.

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.

Ciertas jurisdicciones eximen los ingresos provenientes de las operaciones sobre las obligaciones negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables, cuando estuvieran exentas del Impuesto a las Ganancias. En tal sentido, destacamos que los ingresos obtenidos por operaciones relacionadas con obligaciones negociables, los intereses, actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia estarán exentos del Impuesto sobre los Ingresos Brutos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en la Provincia de Buenos Aires, en caso de que las obligaciones negociables hayan sido emitidas de conformidad con las disposiciones establecidas en la Ley N°23.576 y en la Ley N°23.962, y mientras resulte de aplicación la exención respecto del Impuesto a las Ganancias. Dicha exención no resulta aplicable a las actividades desarrolladas por agentes de bolsa y todo tipo de intermediarios en relación con tales operaciones. Otras jurisdicciones argentinas contemplan exenciones en términos más o menos semejantes.

Considerando la autonomía en materia tributaria de la cual gozan las distintas jurisdicciones provinciales -incluyendo a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires- los inversores deberán considerar la posible incidencia del

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Impuesto sobre los Ingresos Brutos en otras jurisdicciones conforme a las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en cada caso en particular.

Los potenciales adquirentes de las Obligaciones Negociables deberán considerar la posible incidencia del Impuesto sobre los Ingresos Brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en su caso concreto.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Santa Fe y Salta, entre otros, así como la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) han establecido regímenes de percepción del Impuesto sobre los Ingresos Brutos que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/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 en general fluctúa entre 0,01% y 5%, y varían con relación a determinados grupos o categorías de contribuyentes, tales como la categoría de riesgo que hubiera sido asignada y el grado de cumplimiento formal y material de los deberes fiscales.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del Impuesto sobre los Ingresos Brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.

Los potenciales inversores deben corroborar la existencia de tales mecanismos dependiendo de la jurisdicción que en su caso resulte involucrada.

VII. Impuesto de sellos

El Impuesto de Sellos grava la instrumentación de los actos y contratos de carácter oneroso que se otorguen en las provincias y/o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, o bien aquellos que, siendo instrumentados en determinada jurisdicción o en el exterior, produzcan efectos en otra jurisdicción argentina. La definición de “efectos” surge de los Códigos Fiscales de las diferentes jurisdicciones. Al ser un tributo local, deberá hacerse un análisis específico por cada jurisdicción en particular.

En la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, la alícuota general del Impuesto de Sellos es del 1% y, en la medida que el Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires no incluya reglamentaciones especiales, se aplicará sobre una base imponible equivalente al valor económico fijado en cada contrato.

De acuerdo con el artículo 365, inciso 30, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (t.o. 2024), los actos, contratos y operaciones, incluidas las entregas o recepciones de sumas de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de Obligaciones Negociables emitidas de conformidad con el régimen establecido en la Ley de Obligaciones Negociables y sus modificatorias se encuentran exentas de la aplicación de este impuesto. Esta exención incluye los aumentos de capital efectuados para la emisión de acciones a entregarse por conversión de las obligaciones negociables y a la constitución de todo tipo de garantías reales o personales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión, ya sea con anterioridad, simultáneamente o con posterioridad a dicha emisión.

El artículo 365, inciso 32, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (t.o. 2024) dispone que los actos, contratos y operaciones de cualquier naturaleza, incluyendo entregas o recepciones de sumas de dinero, vinculados y/o necesarios para posibilitar la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisores y cualesquiera otros valores negociables destinados a la oferta pública conforme a la Ley de Mercado de Capitales, por parte de las sociedades autorizadas por la CNV a los efectos de la realización de ofertas públicas de dichos valores negociables, también se encuentran exentos de este impuesto en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Esta exención también ampara los actos, contratos y operaciones vinculados con las emisiones mencionadas precedentemente, sean aquellos anteriores, simultáneos, posteriores o renovaciones de estos últimos hechos. Sin embargo, la exención decae si no se solicita la autorización pertinente para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV dentro de un plazo de 90 días corridos y/o si la colocación de las obligaciones negociables no se efectúa dentro de los 180 días corridos a contar desde el otorgamiento de dicha autorización.

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Por su parte, el artículo 365, inciso 33, del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (t.o. 2024) establece que los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de acciones y demás títulos valores cuya oferta pública haya sido debidamente autorizada por la CNV se encuentran exentos del impuesto de sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, siempre que la colocación de los mismos se realice en un plazo de 180 días corridos a partir de la autorización para oferta pública otorgada por CNV.

Con respecto a la Provincia de Buenos Aires, el artículo 297, inciso 46, de su Código Fiscal (t.o. 2024) dispone que los actos, contratos y operaciones, incluidas las entregas o recepciones de sumas de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables emitidas de conformidad con el régimen establecido en la Ley de Obligaciones Negociables y sus modificatorias se encuentran exentas de este impuesto. Esta exención incluye los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregarse por conversión de obligaciones negociables y la constitución de todo tipo de garantías reales o personales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión, ya sea con anterioridad, simultáneamente o con posterioridad a dicha emisión.

El artículo 297, inciso 45.a) del Código Fiscal de la Provincia de Buenos Aires (t.o. 2024) establece que los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza, incluidas las entregas o recepciones de sumas de dinero, vinculados y/o necesarios para la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisores y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública conforme a la Ley de Mercado de Capitales, por parte de sociedades debidamente autorizadas por la CNV a los efectos de la realización de ofertas públicas de dichos títulos valores, también se encuentran exentos de este impuesto. Esta exención ampara los instrumentos, actos, contratos, operaciones y garantías vinculadas con dichas emisiones. No obstante, la exención decae si no se solicita la autorización pertinente para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV dentro de un plazo de 90 días corridos y/o si la colocación de las obligaciones negociables no se efectúa dentro de los 180 días corridos desde el otorgamiento de dicha autorización.

Asimismo, de acuerdo con el artículo 297, inciso 45.b) del Código Fiscal de la Provincia de Buenos Aires (t.o. 2024), los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de títulos valores cuya oferta pública haya sido debidamente autorizada por la CNV se encuentran exentos de la aplicación del impuesto de sellos en la Provincia de Buenos Aires. Esta exención queda sin efecto 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.

Se recomienda a los potenciales inversores en Obligaciones Negociables considerar la posibilidad de que se aplique este impuesto en otras jurisdicciones sobre la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las Obligaciones Negociables.

VIII. Impuesto a las Transmisión Gratuita de Bienes

A nivel federal en Argentina, la transmisión gratuita de bienes no está sujeta a ningún impuesto.

La Provincia de Buenos Aires (“PBsAs”) estableció por medio de la Ley N°14.044 (y modificatorias) un impuesto a la transmisión gratuita de bienes (el “ITGB”). Las características básicas del ITGB 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 y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.

• Son contribuyentes del ITGB las personas humanas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.

• Para los contribuyentes domiciliados en la PBsAs el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la PBsAs como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la PBsAs, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la PBsAs.

• Se consideran situados en la PBsAs, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando estos estuvieren domiciliados en la PBsAs; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la PBsAs al tiempo de la transmisión, emitidos por entes

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privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios 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 PBsAs.

• Respecto al período fiscal 2024, no están alcanzados por el ITGB las transmisiones gratuitas de bienes cuyos montos totales sean iguales o inferiores a $ 2.038.752, monto que se elevará a $ 8.488.48 cuando se trate de progenitores, hijos/as y cónyuges.

• En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 1,603% al 9,513% y el pago de una suma fija de impuesto, según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.

IX. Convenios para evitar la doble imposición internacional

En el caso de que los tenedores de las Obligaciones Negociables residan en el exterior, la obtención de intereses o ganancias de capital provenientes de la tenencia o transferencia de las Obligaciones Negociables podrían estar sujetos a impuestos en Argentina y también en la jurisdicción de residencia de los beneficiarios.

En ese sentido, destacamos que la Argentina cuenta con convenios para evitar la doble imposición vigentes con varios países, a saber, 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. Nuestro país se encuentra tramitando convenios con China, Austria, Turquía, Japón y Luxemburgo (sin vigor a la fecha de este suplemento). Actualmente no existe ningún convenio para evitar la doble imposición internacional en vigencia entre Argentina y los Estados Unidos.

Los potenciales inversores deberán considerar el tratamiento aplicable bajo los mencionados convenios según su situación particular. En cualquier caso, para hacer uso de los beneficios previstos en dichos convenios se deben satisfacer todos los recaudos formales y sustanciales necesarios al efecto establecidos tanto por el propio convenio como por la normativa interna argentina.

X. Tasa de Justicia

En caso de que sea necesario iniciar procedimientos judiciales en relación con las Obligaciones Negociables en Argentina, se gravará la correspondiente tasa de justicia sobre el monto de cualquier reclamo iniciado ante los tribunales nacionales con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (actualmente es del 3% y del 1,5% respecto de los juicios sucesorios).

Las distintas provincias y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires tienen sus propias normas en materia de tasa de justicia por lo que en su caso deberá estarse a las alícuotas y demás parámetros de determinación del gravamen que apliquen en cada caso.

XI. Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación

De acuerdo con la presunción legal establecida en el Artículo 18.2 de la Ley N°11.683 y sus modificaciones, los ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación se consideran como incrementos patrimoniales no justificados para el receptor local, cualquiera sea la naturaleza o tipo de operación de que se trate. Los referidos incrementos patrimoniales no justificados están sujetos a los siguientes impuestos:

Impuesto a las Ganancias, calculado sobre el 110% del monto de los fondos recibidos.
Impuesto al Valor Agregado, también calculado sobre el 110% del monto de los fondos recibidos.
Aunque el significado del concepto “ingresos provenientes” no resulta claro, podría interpretarse como
cualquier transferencia de fondos:

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desde una cuenta en un país de baja o nula tributación/no cooperante o desde una cuenta bancaria abierta fuera de un país de baja o nula tributación/no cooperante pero cuyo titular sea una entidad localizada en un país de baja o nula tributación/no cooperante.
a una cuenta bancaria localizada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de la Argentina, pero cuyo titular sea un sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales.

En virtud de lo expuesto, las Obligaciones Negociables no podrán (i) ser adquiridas originalmente por una persona domiciliada o constituida en una jurisdicción de baja o nula tributación o no cooperante, ni (ii) ser adquiridas originalmente por una persona a través de una cuenta bancaria abierta en una jurisdicción de baja o nula tributación o no cooperante.

El receptor local de los fondos puede refutar la presunción legal aquí referenciada probando fehacientemente que los fondos provienen de actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por una tercera persona en la jurisdicción de baja o nula tributación o en la jurisdicción no cooperante de que se trate, o que dichos fondos provienen de colocaciones oportunamente declaradas.

Conforme el artículo 82 de la Ley de Reforma Tributaria, a los efectos previstos en las normas legales y reglamentarias, toda referencia efectuada a “países de baja o nula tributación” o “países no considerados ‘cooperadores a los fines de la transparencia fiscal”, deberá entenderse que hace alusión a “jurisdicciones no cooperantes o jurisdicciones de baja o nula tributación”, en los términos dispuestos por los artículos 19 y 20 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019).

Por su parte, el artículo 19 de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) define a las “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 que, teniendo vigente un acuerdo con los alcances antes definidos, no cumplan efectivamente con el intercambio de información. Además, los acuerdos y convenios aludidos deberán cumplir con los estándares internacionales de transparencia e intercambio de información en materia fiscal a los que se haya comprometido la República Argentina. Por último, ese artículo establece que el Poder Ejecutivo Nacional elaborará un listado de las jurisdicciones no cooperantes con base en el criterio antes descripto, el que ha sido establecido en el art. 24 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019). Además, dicho artículo establece que la AFIP deberá informar al Ministerio de Hacienda cualquier novedad que justifique una modificación en el listado precedente, a los fines de su actualización.

En cuanto a las jurisdicciones de baja o nula tributación, la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) las define en su art. 20 como aquellos países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o regímenes tributarios especiales que establezcan una tributación máxima a la renta empresaria inferior al sesenta por ciento (60%) de la alícuota mínima contemplada en la escala del primer párrafo del artículo 73 de esa ley. El art. 25 del Decreto Reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias (t.o. 2019) aclara que a fin de determinar el nivel de imposición al que alude la definición de jurisdicciones de baja o nula tributación, deberá considerarse la tasa total de tributación, en cada jurisdicción, que grave la renta empresaria, con independencia de los niveles de gobierno que las hubieren establecido. También establece que por “régimen tributario especial” se entenderá toda regulación o esquema específico que se aparta del régimen general de imposición a la renta corporativa vigente en ese país y que dé por resultado una tasa efectiva inferior a la establecida en el régimen general.

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 www.argentina.gob.ar/cnv en el ítem Información Financiera.

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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) Edificio Bouchard Plaza Bouchard 557, Piso 8° (C1106ABG) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

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AI assistant

Central Termica Roca S.A. — Capital/Financing Update 2024

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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$S1.000.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE MEDIDA O VALOR)

ÍNDICE

AVISOS IMPORTANTES

(1) Notificación a los inversores sobre nuestra reorganización societaria

(2) Información Financiera

(3) Notificación a los inversores

(4) Proceso penal

Investigación Penal

Consideraciones jurídicas bajo las legislaciones estadounidense y argentina

Programa de integridad y otras consideraciones relacionadas

Renuncia del Sr. Armando Roberto Losón

Programa de Integridad de las Co-Emisoras

(5) Notificación a los inversores sobre normativa referente a lavado de activos

INFORMACIÓN RELEVANTE

1. Aprobaciones societarias

2. Presentación de información contable

General

Estados Financieros

Datos que no se ajustan a las NIIF

3. Moneda

4. Ciertos términos definidos

5. Redondeo

6. 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

Co-Emisoras

Monto Máximo

Calificación

Colocación

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

Adjudicación del Proyecto de Modernización Refinería Talara

Sector eléctrico argentino

Fortalezas competitivas

Estrategia

Reseña Histórica

Nuestras centrales eléctricas

Central Térmica Ezeiza

Central Térmica Modesto Maranzana

Central Térmica Roca

Central Térmica Independencia

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Central Térmica Riojana

Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Central Térmica Generación Frías

Solalban Energía

Nuestra tecnología

Nuestros clientes

Resolución SE 220/2007

Resolución SEE 21/2016

Resolución SEE 287/2017

Ambiente y Sostenibilidad

Primer informe de sustentabilidad (ESG)

Seguros

Procesos legales

Descripción del sector en que se desarrolla su actividad

Antecedentes

Autoridades Regulatorias

Facultades regulatorias de las provincias

Participantes Clave

Generadores

Transportistas

Distribuidores

Grandes Usuarios del MEM

Comercializadores

Límites y restricciones

Restricciones verticales

Generadores

Transportistas

Distribuidores

Central Termica Roca S.A. Capital/Financing Update 2024