GENNEIA S.A. — Annual Report 2018

Mar 6, 2019

==> picture [171 x 80] intentionally omitted <==

GENNEIA S.A.

Memoria y Estados Contables Consolidados al 31 de Diciembre de 2018 y 2017 Informe de los Auditores Independientes Informe de la Comisión Fiscalizadora

MEMORIA

(INFORMACIÓN NO CUBIERTA POR EL INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES)

En cumplimiento de disposiciones legales y estatutarias vigentes, el Directorio tiene el agrado de someter a vuestra consideración la presente Memoria y los Estados Contables correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2018.

La información contenida en la presente Memoria incluye el análisis y las explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados consolidados de las operaciones, y debe ser leída en forma conjunta con los Estados Contables de Genneia S.A. (en adelante, indistintamente “Genneia”, la “Compañía”, o la “Sociedad”) y sus notas (en adelante, los “Estados Contables”). Dichos Estados Contables y sus notas han sido preparados de acuerdo con las normas contables vigentes en la República Argentina.

Tanto la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas como la Comisión Nacional de Valores (CNV) aprobaron la aplicación de las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF). La adopción de tales normas resulta obligatoria para la Sociedad a partir del ejercicio que se inició el 1 de enero de 2012.

1. PERFIL DE LA COMPAÑÍA

Genneia es una compañía argentina de energía que se dedica principalmente al rubro de la generación de energía eléctrica obtenida a partir de fuentes renovables (eólica, solar y biomasa) y de fuentes convencionales (térmica).

La Sociedad es la compañía líder en energía eólica en Argentina que se dedica principalmente a la generación de energía eléctrica obtenida a partir de fuentes renovables (generación de energía eólica, solar y de biomasa) y de fuentes convencionales (generación de energía térmica). A la fecha de los presentes estados contables, la Sociedad tiene una capacidad instalada total de 1.036 MW (311 MW de energía eólica, 82 MW de energía solar y 643 MW de energía térmica), proyectos con PPAs adjudicados por 452 MW (433 MW de energía eólica y 19 MW de biomasa) y proyectos en desarrollo cuya producción será comercializada en el Mercado a Término por 44 MW. Genneia es la empresa líder de generación eólica de Argentina; la Sociedad posee y opera el Parque Eólico Rawson, Madryn I, Trelew (antes denominado Loma Blanca IV) y Chubut Norte I, todos ellos situados en la Provincia de Chubut, dentro de la región patagónica, y el Parque Eólico Villalonga en la Provincia de Buenos Aires, totalizando una capacidad de potencia eólica instalada de 311 MW al 31 de diciembre de 2018. Dentro del segmento renovables, la Sociedad ha puesto en operación tres Parques Solares con una capacidad de generación comprometida e instalada de 82MW en la localidad de Ullum, provincia de San Juan. A su vez, Genneia posee y opera ocho centrales térmicas que pueden funcionar con combustible gas natural o con gasoil. Las mismas se ubican en las Provincias de Buenos Aires, Entre Ríos y Tucumán, totalizando una capacidad térmica instalada de 636 MW al 31 de diciembre de 2018. Estas centrales, excepto la de Cruz Alta, debido a la tecnología que poseen sus unidades generadoras, cumplen la función de aportar energía y potencia a la red interconectada Nacional durante los picos de demanda (”despacho de punta”). La Sociedad también tiene derechos de concesión para dos centrales térmicas aisladas del SADI, las mismas operan sólo con combustible gas natural, y están ubicadas en la provincia de Chubut. Entre ambas suman una capacidad instalada de 7 MW.

Actualmente, las principales actividades de Genneia y el resto de su grupo corporativo consiste en el diseño, desarrollo, puesta en marcha y operación de proyectos de generación de energía eléctrica, la investigación, el estudio y el planeamiento de proyectos de inversión en el sector de energías renovables y la comercialización de gas natural (capacidad de transporte y venta de gas natural).

La Compañía tiene como visión conseguir el liderazgo en la generación eléctrica argentina a partir de un mix energético equilibrado mediante la incorporación de energías sustentables.

En 2018, Genneia comienza a plasmar en sus comunicaciones los pilares de su filosofía corporativa al poner en valor la misión y la visión de la compañía, su esencia y actitudes. Como resultado de este proceso, elabora el manifiesto corporativo que pondera sus valores, expresa sus creencias y el modo en que propone construir relaciones con todas y cada una de sus partes interesadas. Estos valores son:

• Eficiencia: Leitmotiv de nuestras actividades, la eficiencia atraviesa todos los planos de la compañía. El desafío radica en la generación optimizada, aplicar el método adecuado, asegurar la provisión continua y lograr el menor costo. Desarrollamos entonces, proyectos integrales que alcanzan todas las etapas de generación y empleamos tecnología de punta que garantiza máxima eficiencia en la producción.

• Audacia: Nos motivan los desafíos, los enigmas, y los enfrentamos con urgencia. Buscamos respuestas que nos permitan avanzar en la generación de nueva energía. Somos visionarios y nos mueve el vigor propio de la juventud.

• Compromiso: Diversificamos las fuentes de energía para cumplir nuestros compromisos: asegurar la generación continua y la máxima calidad en cada operación. Nuestra responsabilidad se extiende al cuidado de los recursos y al fomento del entorno donde operamos porque queremos estar cada vez más cerca de nuestros colaboradores y de la comunidad.

• Apertura: Nos sentimos cómodos en ámbitos donde los criterios son divergentes y las opiniones múltiples. Esa diversidad nos abre, nos potencia, nos permite expandir el negocio y optimizar la generación de energía. Practicamos la adaptación con actitud dinámica, ágil e inquieta; cultivamos la colaboración y nos comunicamos de manera franca.

La Compañía tiene como misión suministrar energía eléctrica confiable y sustentable a grandes clientes mediante el desarrollo, construcción y operación de sistemas de alta eficiencia energética y reducido impacto ambiental.

De acuerdo con los objetivos planteados, durante el año 2018, Genneia presenta grandes hitos consistentes con su misión y visión estratégica. Entre los cuales pueden mencionarse: I) Habilitación comercial antes del COD comprometido de los siguientes Parques Eólicos; a) Madryn I, con una capacidad de 71,1 MW; b) Villalonga I de 51,75 MW; y c) Chubut Norte I de 28,8 MW; II) Adquisición, construcción y habilitación comercial de tres proyectos Solares (Ullum I, II y III), con una capacidad total comprometida e instalada de 82MW; III) Firma de PPA con grandes usuarios privados, siendo la primera empresa en el país en firmar un acuerdo de este tipo (ver sección proyectos de ampliación), IV) Obtención del financiamiento necesario para continuar con las obras proyectadas, a través de la extensión de la ampliación del bono internacional por USD 163 millones en el mes de enero, la financiación por medio de los prestamos Project Finance por USD 272 Aprox., aumento de capital por USD 20 millones y distintas emisiones en el mercado local por USD 102 millones aprox.

Anteriormente en el año 2017, la Sociedad había alcanzado, entre sus logros más destacados los siguientes: i) la adjudicación de proyectos eólicos por más de 140MW y del proyecto Biomasa por 19MW; ii) La expansión de nuestras plantas de energía Bragado II y Bragado III, con 118 MW de capacidad instalada,; iii) la adquisición de la central térmica Cruz Alta en la provincia de Tucumán, con una capacidad instalada de 245 MW; iv) la adquisición del Parque Eólico Trelew (anteriormente denominado Parque Eólico Loma Blanca IV) en la provincia de Chubut, con una capacidad de 51MW; v) la entrada en operación de la extensión del Parque Eólico Rawson, antes del COD esperado, ampliando la capacidad del parque en 25,05MW para venta a privados.

1.1 Historia y desarrollo de la Sociedad

Genneia es una sociedad anónima constituida en octubre de 1991 bajo el nombre de “Empresa de Gas del Sudeste – Emgasud S.A.” con el fin de explotar la distribución de gas natural en la localidad de Dolores, Provincia de Buenos Aires, en virtud de una autorización otorgada por el ENARGAS conforme al marco regulatorio implementado por el gobierno argentino para la privatización de Gas del Estado S.E., en ese entonces, la empresa estatal de distribución y transporte de gas natural de Argentina. En 2004, Genneia constituyó la compañía subsidiaria Enersud Energy S.A., destinada a desarrollar actividades de comercialización de gas y energía. En 2007, la Sociedad comenzó a desarrollar sus activos de generación de energía térmica con la construcción de centrales térmicas. También en 2007, Genneia incursionó en el rubro de transporte de gas natural con la construcción del Gasoducto Patagónico. En 2010, la Sociedad ingresó en el negocio de generación de energía eólica y resultó adjudicataria del derecho a desarrollar y operar los parques eólicos Rawson y Puerto Madryn en la provincia de Chubut. En enero de 2012, la Sociedad comenzó a operar el parque eólico Rawson. En abril de 2012, nuestros accionistas cambiaron nuestro nombre corporativo a "Genneia S.A.", un nombre que representa más adecuadamente nuestro negocio principal de generación de energía. En mayo de 2012 y marzo de 2013, respectivamente, completamos la desinversión de nuestro negocio de transporte y distribución de gas natural. En diciembre de 2015, Argentum Investments I LLC, que es el vehículo de inversión enfocado en Argentina de los fondos de inversión globales de PointState Capital, adquirió y suscribió en conjunto una participación del 43.90% en nuestra compañía. En agosto de 2017, también adquirimos la planta Cruz Alta (antes denominada El Bracho) en la provincia de Tucumán mediante la compra de GETSA por parte de nuestra subsidiaria de propiedad absoluta GEDSA. En noviembre de 2017, ampliamos nuestra cartera eólica en Chubut con la adquisición del parque eólico Trelew (anteriormente denominado Parque Eólico Loma Blanca IV) a través de la adquisición del 100% de las acciones de la Sociedad Parque Eólico Loma Blanca IV S.A (Ex Isolux Corsán Energías Renovables S.A.). En abril de 2018, adquirimos los Proyectos Solares Ullum 1, 2 y 3, ubicados en la Provincia de San Juan. Además de sus activos operativos, también tenemos una importante cartera de nuevos proyectos de generación, con especial hincapié en energía proveniente de fuentes renovables desarrollada a través de adjudicaciones bajo las licitaciones públicas Ronda 1 y 1,5 (en 2016) y Ronda 2 (en 2017) del Programa RenovAr.

1.2 Proyectos de ampliación

Durante los últimos años, la Sociedad ha desarrollado una importante cartera de nuevos proyectos de energía, con un equipo que cuenta con experiencia en todo el ciclo de generación de energía eléctrica, desde el análisis y el desarrollo de proyectos hasta la construcción y la operación de centrales eólicas y térmicas. La Sociedad ha obtenido licitaciones según lo establecido en la Resolución 21/16 y resultado adjudicataria de PPAs con CAMMESA para ampliar una de sus centrales térmicas ubicada en Bragado, incorporando 118 MW de capacidad instalada. La primera etapa (Bragado II) se ha habilitado para su operación comercial en febrero de 2017, y la segunda etapa en mayo de 2017, un mes antes de la fecha de operación comercial comprometida.

Por otra parte, la Sociedad ha celebrado un PPA de largo plazo (20 años) con un gran usuario industrial privado por aproximadamente el 60% de la capacidad instalada del proyecto de ampliación del parque eólico Rawson. También, la Sociedad ha celebrado un PPA para la venta de excedentes a corto plazo por la totalidad de la energía excedente que se genere por sobre el PPA de largo plazo a precio competitivo, En abril de 2018, celebramos un PPA con Oroplata, nuestro segundo PPA con un usuario privado por aproximadamente el 40% restante de la capacidad del parque eólico Rawson. En junio de 2018, la Sociedad celebró dos nuevos PPAs con usuarios privados, uno con Banco Macro para el parque eólico Rawson III y el otro con Meranol S.A.C.I. para cualquiera de sus parques eólicos no afectados a otros PPAs. En septiembre y diciembre de 2018 la Sociedad celebró dos nuevos PPAs con Curtiembre Arlei S.A. y con Bemis Argentina S.A.U., respectivamente.

El siguiente cuadro presenta información sobre los proyectos de energía de la Sociedad habilitados comercialmente durante el año 2018:

Proyecto	Ubicación	Fecha Habilitación Comercial	Capacidad Instalada (MW)	Regulación
Madryn I	Chubut	Nov-18 (*)	71,10	Res 202
Ullum I	San Juan	Dic-18	25	RENOVAR 1.5
Ullum II	San Juan	Dic-18	25	RENOVAR 1.5
Ullum III	San Juan	Dic-18	32	RENOVAR 1.5
PE Villalonga	Buenos Aires	Dic-18(*)	51,75	RENOVAR 1
PE Chubut Norte I	Chubut	Dic-18(*)	28,3	RENOVAR 1

Los presentes Parques presentaron la siguiente anticipación con respecto a la fecha comprometida ante CAMNMESA: Madryn I: 7 meses, Villalonga: 5 meses y Chubut Norte I: 4 meses.

Por otra parte, durante el año 2017, la Sociedad adquirió las siguientes sociedades titulares de centrales que ya se encuentran en operación:

1. Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. (GETSA): que opera una central térmica de 245 MW. El 11 de agosto de 2017 se realizó la transferencia de la totalidad (100%) de las acciones de GETSA por parte de PLUSPETROL RESOURCES CORPORATION B.V. y PLUSPETROL RESOURCES CORPORATION, a favor de Genneia Desarrollos SA. (GEDESA). Posteriormente, el 1° de diciembre de 2017, GEDESA y GETSA formalizaron el Acuerdo Definitivo de Fusión, a los efectos de perfeccionar la fusión por absorción acordada, por la cual, GEDESA absorbe a GETSA, la que se disuelve sin liquidarse.

2. Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. (antes denominada Isolux Corsan Energías Renovables S.A., que opera el Parque Eólico Trelew (ex Parque Eólico Loma Blanca IV) de 51MW en la provincia de Chubut y tiene un Contrato de Provisión de Energía Eléctrica con ENARSA.

También, durante dicho año, la Sociedad ha resultado adjudicataria de PPAs en el marco del Programa RENOVAR 1, 1.5 y 2 y de la Resolución 202/16, de siete parques eólicos con una capacidad instalada total prevista de 576 MW, incluyendo el proyecto eólico Madryn con una capacidad instalada prevista de 220 MW, el cual se habilitó para su operación comercial parcialmente (71 MW) en noviembre 2018 y los restantes 151 MW se prevén en Noviembre de 2019. Asimismo, en el marco de la Ronda 2 del Programa RENOVAR la Sociedad resultó adjudicataria del proyecto de central térmica de biomasa “La Florida” (19MW), en la Provincia de Tucumán.

El siguiente cuadro presenta información clave sobre los nuevos proyectos de energía de la Sociedad:

Proyecto	Ubicación	Fecha Habilitación Comercial Contractual	Capacidad Instalada (MW)	Regulación
PE Madryn II	Chubut	Nov-2019	151	Res 202
PE Pomona	Rio Negro	Sept-2019	101,4	RENOVAR 1.5
PE Necochea(1)	Buenos Aires	Dic-2019(2)	37,95	RENOVAR 1.5
PE Chubut Norte III	Chubut	Abril-2020(2)	58,8	RENOVAR 2
PE Chubut Norte IV	Chubut	Abril-2020(2)	82,8	RENOVAR 2
BM La Florida	Tucumán	Ene-2021(2)	19	RENOVAR 2.5

(1) El proyecto de Necochea fue adjudicado a Centrales de la Costa Atlántica S.A., una compañía controlada por la Provincia de Buenos Aires. La Sociedad celebró un acuerdo con Centrales de la Costa Atlántica S.A. para desarrollar y operar este proyecto.

(2) Fechas estimadas.

En el mes de enero de 2017, las subsidiarias de la Sociedad Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A. firmaron Acuerdos de PPA con CAMMESA para los parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I, respectivamente. La Sociedad firmó en Mayo del año 2017, dos Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable con CAMMESA por los parques eólicos Madryn. En el mes de mayo de 2017, la subsidiaria de la Sociedad, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. firmó el Contrato de Abastecimiento con CAMMESA para el parque eólico Pomona, y en Noviembre de 2017, Vientos de Necochea S.A. firmó el Contrato de Abastecimiento para el parque eólico Vientos de Necochea I. En 2018, la Sociedad sumó seis PPA a largo plazo con CAMMESA, tres a partir de la adquisición de los proyectos de las plantas solares de Ullum y tres como producto de que Genneia resultó adjudicataria (por Resolución N° 473-E/2017 del Ministerio de Energía), en el marco de la Ronda 2.0, para desarrollar los proyectos de expansión de Chubut Norte III, Chubut Norte IV y La Florida, cuyos Contratos de Abastecimiento con CAMMESA se firmaron el 26 de junio de 2018.

Cabe destacar que los acuerdos de PPA con CAMMESA mencionados prevén tarifas denominadas en dólares y un plazo de duración de 20 años desde que se concede la respectiva habilitación comercial.

La Sociedad ya dio inicio a las obras y/o continuó las ya comenzadas de los parques eólicos Puerto Madryn II, Pomona, Necochea, Chubut Norte III y IV y su proyecto Bio Masa La Florida.

La Sociedad también se encuentra evaluando otros proyectos de energía y tiene previsto capitalizar experiencia para seguir ampliando su cartera de proyectos de generación de energía.

Después de más de una década de escasa inversión, el sector eléctrico de Argentina está atravesando un proceso de grandes reformas, con la ampliación y modernización de la capacidad de generación del país, a efectos de ampliar el margen que hoy existe entre la oferta y la demanda de energía en épocas de pico.

Por otra parte, el actual gobierno argentino ha implementado un programa que brinda importantes incentivos para propiciar que una considerable porción de la capacidad de energía del país se genere a partir de fuentes renovables. La Sociedad cree que se encuentra bien posicionada para aprovechar estas tendencias positivas del sector, y tiene previsto seguir participando en los procesos de licitación impulsados por el gobierno para fuentes de energía renovable y térmica, y asimismo, para la venta de energía a grandes usuarios privados.

2. ESTRUCTURA DE LA COMPAÑÍA

Las principales unidades de negocios de Genneia son:

• (i) Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales;

• (ii) Generación de energía eléctrica con fuentes renovables; y

• (iii) Comercialización desregulada de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural.

• Generación eléctrica de fuentes convencionales (termoeléctrica)

Como estaba previsto en el acuerdo marco suscripto con la Secretaría de Energía de la Nación (en adelante, “SEN”) en abril del 2012 para la renovación de los contratos de Energía Distribuida I y II (en adelante, el “Acuerdo Marco”), a partir del año 2014, todas las centrales térmicas de la Sociedad (con excepción de las 2 centrales conectadas a sistemas aislados en la Provincia de Chubut) quedaron conectadas al SADI bajo el marco de la normativa de la Resolución S.E. N° 220/2007, con CAMMESA como contraparte, dichos contratos prevén una duración de 7 años contados desde el vencimiento de los contratos originales. En 2018 se cumplió el vencimiento de los mismo para las centrales Pinamar y Matheu, en Febrero y Noviembre respectivamente, las cuales se incorporan a la central Cruz Alta bajo el esquema de energía base según el marco regulatorio establecido en virtud de la Resolución N ° 19/2017, con tarifas denominadas en Dólares Estadounidenses, permitiendo a la Sociedad proyectar sus ingresos a largo plazo.

Por otro lado, con el objeto de mejorar la disponibilidad y contribución marginal de la unidad de negocio de generación eléctrica de fuentes convencionales, en 2013, 2014 y 2015, la Sociedad implementó una iniciativa denominada Genneia Excelencia Operacional, consistente en: i) comprender y anticipar las fallas de los equipos clave de generación de manera de aumentar la confiabilidad de la operación; y ii) reducir los tiempos operativos de mantenimiento, efectuando un estudio estratégico de repuestos críticos y la creación de grupos de trabajos donde se realiza sinergia de conocimientos y se identifica referentes por tecnología entre el personal de los distintos centros operativos térmicos. Como resultado de esta iniciativa, La Sociedad logró mantener un factor de disponibilidad de su unidad de generación de energía térmica conectadas con el SADI en 99,3%. Asimismo, gracias a la operación de los equipos de resguardo con los que cuenta la compañía, se mitigaron penalidades por indisponibilidad durante el año 2018, logrando un valor mínimo de penalidades operativas que no superaron los U$S179 mil. Asimismo, durante el año se realizó un trabajo para optimizar el inventario de repuestos priorizando la compra de aquellos repuestos con alta rotación .

En 2017 la sociedad ha puesto en operación comercial las ampliaciones de la central térmica Bragado II y II incorporando una capacidad total instalada de 118MW al SADI bajo la RES SEE N°21/16.

Durante el año 2018 Genneia continuo con el desarrollo de ciclos combinados, destinando casi $ 25 millones en investigación y desarrollo. Estas inversiones consisten en: i) la búsqueda de nuevos sitios y ii) la realización de los estudios técnicos necesarios para la potencial construcción de los proyectos. Son estas inversiones las que posibilitan a Genneia contar con una amplia cartera de proyectos térmicos para poder posicionarse como un importante generador de energía en Argentina.

• Generación eléctrica de fuentes renovables

o Eólica

En el año 2009 la Sociedad participó en un proceso de licitación internacional (Licitación ENARSA N°1/2009) llevado a cabo por ENARSA de acuerdo con el Programa de Generación de Energía Renovable para desarrollar y operar nueva capacidad instalada de energía renovable (Programa GENREN). En el año 2010 se le adjudicó a la Sociedad el derecho a desarrollar y operar un parque eólico situado en la localidad de Rawson, Provincia del Chubut. El parque eólico Rawson es una central de generación de energía eólica con una actual capacidad instalada de 83,60 MW conformada por 43 turbinas eólicas Vestas en operación desde el año 2012.

La Sociedad mantiene un contrato de disponibilidad y servicios con Vestas en virtud del cual el proveedor provee servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento en relación a las turbinas que conforman el parque eólico Rawson. Asimismo, conforme a este contrato, Vestas le ha garantizado a la Sociedad mantener un factor de disponibilidad anual promedio de 98%. Todas las turbinas eólicas de la Sociedad son operadas y monitoreadas en forma remota por su equipo de operaciones a través del sistema SCADA, en coordinación con el centro de control de Vestas en India, que también opera y supervisa continuamente los parques eólicos de manera global. La responsabilidad máxima del proveedor en virtud de este contrato se limita, en términos generales, a la remuneración anual total pagadera a Vestas durante la vigencia del contrato.

El parque eólico Rawson inició su operación comercial en enero de 2012. Bajo los acuerdos PPA firmados con ENARSA bajo el Programa GENREN, la Sociedad tiene derecho a recibir pagos desde USD124,20 a USD128,70 por MWh por la energía eléctrica que efectivamente entrega en virtud de dichos PPA. El importe total invertido por la Sociedad en este proyecto fue de USD154,3 millones, el cual fue financiado mediante aportes de capital y deuda.

Desde el inicio de su operación comercial, el parque eólico Rawson ha generado electricidad sin mayores interrupciones logrando un volumen total de energía superior a los 1.700 GWh y registrando un factor de carga promedio de 42,6%. Adicionalmente, la Sociedad ha alcanzado una sólida trayectoria en el mantenimiento de la disponibilidad del parque, obteniendo con su parque eólico un factor de disponibilidad promedio de 99,3%. Esta energía generada posibilitó la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero estimadas en más de 1.160.000 toneladas de CO2.

En el mes de Diciembre la Sociedad logro con éxito la puesta en marcha de su proyecto de expansión del Parque Eólico Rawson, ampliando la capacidad instalada en 25,02 MW, destinados principalmente a la venta de energía a clientes privados.

El 29 de noviembre de 2017, la Sociedad amplio su cartera eólica en la Provincia de Chubut mediante la adquisición de la sociedad Parque Eólico Loma Blanca S.A (Ex Isolux Corsán Energías Renovables S.A.), que posee y opera el parque eólico Trelew (antes llamado Loma Blanca IV) con una capacidad instalada de 51MW. El contrato fue celebrado bajo el programa GENREN, y estipula un plazo de 15 años desde la entrada en operación o la entrega a ENARSA de 2.636 GWh, lo que ocurra primero, dicha Sociedad el derecho a percibir US$127,01 por MWh entregado.

Bajo el marco regulatoria de la RES MeyM 202/2016 y RENOVAR 1 en 2018 se obtuvo la habilitación comercial de los Parques Madryn I, Chubut Norte I ubicado en la provincia de Chubut y Villalonga ubicado en la provincia de Buenos Aires, respectivamente. Con estos acontecimientos se incorporaron 151,65 MW a la cartera operática de la Sociedad, totalizando 311,35 MW de Generación eólica. La sociedad tiene contratos de disponibilidad y servicios con Vestas por los cuales el proveedor provee servicios de operación y mantenimiento.

Adicionalmente a los cinco parques eólicos adjudicados, durante el 2016, con una capacidad instalada total prevista de 436,3 MW, en el transcurso del ejercicio 2017, la Sociedad ha resultado adjudicataria de nuevos PPAs para dos parques eólicos (Chubut Norte III y IV) con una capacidad instalada total prevista de 140,4 MW, y la obtención de un PPA nuevo para una central de biomasa en la Provincia de Tucumán con una capacidad instalada de 19MW.

Durante el año 2018 Genneia continuó sus campañas de desarrollo de nuevos sitios con potencial recurso eólico, destinando casi $ 26 millones en investigación y desarrollo. Estas inversiones consisten en: i) la búsqueda de nuevos sitios; ii) la medición del recurso eólico; y iii) la realización de los estudios técnicos necesarios para el potencial desarrollo de proyectos. Son estas inversiones las que posibilitan a Genneia contar con una amplia cartera de proyectos eólicos y le permiten mantener su rol como actor líder en el desarrollo de las energías renovables en Argentina.

Por otra parte, y como consecuencia de la generación eólica, la Sociedad continúa comercializando bonos de carbono en el Mercado Voluntario, habiendo realizado ventas a finales del año 2016 y principios del 2017.

o Solar

En el mes de diciembre del 2018, la Sociedad obtuvo la habilitación comercial de tres proyectos Solares: Ullum I, Ullum II y Ullum III, ubicados en la provincia de San Juan con una capacidad instalada de 25 MW, 25 MW y 32 MW respectivamente. Ullum constituye el primer parque Solar de Genneia, y para su construcción se necesitaron 280.000 paneles fotovoltaicos que despachan energía al SADI desde en un predio de 279 hectáreas.

Por otra parte, durante el año 2018 Genneia continuó con el desarrollo de proyectos solares, destinando $ 12 millones en proyectos de inversión. Estas inversiones consisten en: i) la búsqueda de nuevos sitios; ii) la medición del recurso solar; y iii) la realización de los estudios técnicos necesarios para la potencial construcción de los proyectos. Son estas inversiones las que posibilitan a Genneia contar con una amplia cartera de proyectos solares y le permiten mantener su rol como actor líder en el desarrollo de las energías renovables en Argentina.

• Comercialización de Gas Natural y de Capacidad de Transporte

La Sociedad participa, en forma directa y a través de su subsidiaria Enersud, en el negocio de comercialización de gas natural en el Mercado de Gas Natural. Con el fin de ingresar en el negocio de comercialización de gas natural, la Sociedad obtuvo una licencia para la comercialización de gas natural en el Mercado de Gas Natural. Los clientes de la Sociedad en este negocio son otras empresas de generación de energía, grandes usuarios de gas natural para usos industriales, otras empresas comerciales y los productores de gas natural. La Sociedad compra gas natural por cuenta propia para su venta posterior y por cuenta de terceros.

Además, en forma directa y a través de su subsidiaria Enersud, la Sociedad opera en el negocio de venta de capacidad de transporte de gas natural a otras empresas de distribución de gas y para los grandes usuarios industriales de gas natural.

3. CAPITALIZACIÓN

A la fecha de emisión de los presentes estados contables, el capital social suscripto y totalmente integrado de Genneia asciende a la suma de 103.040.496, y se divide en (a) 51.520.248 acciones ordinarias Clase A nominativas no endosables, de valor nominal $1 cada una y con derecho a un voto por acción; y (b) 51.520.248 acciones ordinarias Clase B nominativas no endosables, de valor nominal $1 cada una y con derecho a un voto por acción, distribuidas conforme al siguiente detalle:

Accionista	Cantidad de Acciones	Clase
Argentum Investments I LLC	44.923.347	A
LAIG Eolia S.A.	6.596.901	A
Fintech Energy LLC	25.760.124	B
Jorge Horacio Brito	8.586.706	B
Jorge Pablo Brito	8.586.707	B
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	8.586.711	B
Total de Acciones	103.040.496

4. FINANCIAMIENTOS

En el año 2017 la Compañía realizó una emisión internacional de la Obligación Negociable Clase XX por la suma de U$S 350 millones a 5 años de plazo, con amortización total en el año 2022 y con una tasa de 8,75% anual. Con los fondos obtenidos se realizó un proceso de optimización de pasivos financieros por la suma de U$S 233 millones que permitió prolongar la vida promedio de la deuda en sintonía con la madurez del pipeline de proyectos en ejecución.

En el segundo semestre del año, se celebraron préstamos con bancos locales para atender necesidades puntuales de corto plazo. Durante el mes de Agosto se concretó un préstamo con el Banco de la Provincia de Buenos Aires por la suma de U$S 4 millones a 180 días de plazo con una tasa del 1,90%, y adicionalmente se tomó con el Banco Macro una línea de crédito de USD 10 millones por 90 días a una tasa del 4,50%. A fines de Septiembre, la Compañía contrajo un préstamo con Banco de la Ciudad de Buenos Aires a 180 días de plazo por la suma de U$S 6 millones a una tasa de 4,50%.

Finalmente, el 22 de noviembre de 2017 se celebró un contrato de préstamo otorgado por un Sindicato de bancos compuesto por Banco Itaú Unibanco S.A. Nassau Branch, ICBC Limited Dubai Branch, Banco Hipotecario S.A.y Banco de Crédito y Securitización S.A. en virtud del cual Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. fusionada con Genneia Desarrollos S.A., ambas subsidiarias de la Compañía, recibió desembolsos por U$S 45 millones con un plazo de amortización de 36 meses y una tasa variable con base Libor más un spread del 5,50 % anual. Los fondos obtenidos se utilizaron para la cancelación parcial de la deuda que Genneia Desarrollos S.A. mantiene con Genneia S.A. por la adquisición de la planta térmica Tucumán.

Con posterioridad al cierre del ejercicio, en enero de 2018, la Compañía realizó la reapertura de la Obligación Negociable Clase XX con amortización total en 2022 y cupón de intereses de 8,75%, por la suma de U$S 150 millones de valor nominal a un precio de 109%.

Los fondos obtenidos de la emisión se utilizarán para financiar inversiones relacionadas con el plan de expansión, incluyendo la ampliación del Parque Eólico Madryn, para el repago de deuda financiera de la Sociedad, y para atender necesidades de capital de trabajo de la Sociedad.

5. GOBIERNO CORPORATIVO

5.1 Autoridades

Durante el ejercicio 2018, el Directorio de la Sociedad estuvo conformado por los miembros elegidos por medio de la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria Unánime de Accionistas celebrada el 24 de abril de 2018, por la cual los accionistas resolvieron delegar en dicho Directorio la designación del Presidente, Vicepresidente y de integrantes del Comité de Auditoría.

Luego, por reunión de Directorio del 24 de abril de 2017, los directores aceptaron su designación y distribuyeron cargos, eligiendo al Sr. Jorge Pablo Brito como Presidente y al Sr. Darío Lizzano como Vicepresidente. Posteriormente, por reunión de Directorio del 10 de mayo de 2018, se designaron como integrantes del Comité de Auditoría a los Sres. Carlos de la Vega, Osvaldo Baños y Sebastián Sanchez Sarmiento, y se distribuyeron los cargos de Presidente del Comité el primero, y de Vicepresidente el segundo, ambos revistiendo el carácter de Directores independientes.

5.2. Toma de decisiones y sistema de control interno

La Sociedad promueve la delegación de autoridad, permitiendo dar respuestas ágiles y eficientes a las actividades, existiendo a la vez una clara y explícita definición de los alcances de dicha delegación mediante la fijación de límites de aprobación implementados de acuerdo a un Manual de Autorizaciones que minimizan riesgos. En tal sentido, la Sociedad ha reforzado su sistema de gobierno corporativo alineado al modelo de las 3 líneas de defensa a saber: como primer línea de defensa, la gerencia operativa es responsable de mantener un control interno efectivo y de ejecutar procedimientos de control sobre los riesgos de manera constante en el día a día, identificando, evaluando, controlando y mitigando los riesgos, guiando el desarrollo e implementación de políticas y procedimientos internos que aseguren que las actividades efectuadas son consistentes con las metas y objetivos. Las varias funciones de supervisión de riesgos, controles y cumplimiento establecidas por la administración son la segunda línea de defensa; y el aseguramiento independiente sobre la efectividad del gobierno corporativo, la gestión de riesgos y el control interno que proporciona la auditoría interna, es la tercera.

En esa línea, el Sistema Integrado de Gestión (SIG) adopta un modelo de gestión basado en procesos, enfocado al cumplimiento de requisitos del cliente, al cuidado del medio ambiente, la seguridad y la salud ocupacional, regulando los procesos de todas las unidades de negocio de acuerdo a lo establecido en la Política del Sistema de Gestión Integrado vigente. Durante 2018, se ha revisionado su composición, contemplando la integración de las gestiones asociadas a temas sociales, de riesgos, de compliance y de seguridad de la información, quedando integrado de la siguiente manera:

• Gestión de Calidad

• Gestión de Seguridad y Salud Ocupacional

• Gestión Medio Ambiente

• • Gestión Social

• Gestión de Riesgos

• Gestión de Compliance

• • Gestión de la Seguridad de la Información

El SIG, mediante el cual se ha logrado dar un ordenamiento a las actividades de la Compañía, ha mantenido las certificaciones obtenidas ante el ente Certificador TÜV Rheinland según los marcos de referencia OHSAS 18001:2007 e ISO 14001:2015 y con alcance para sus centros operativos. Adicionalmente, se validaron los marcos de referencia del SIG integrado con Normas de Desempeño (IFC):2012, ISO 9001: 2015, ISO 27001:2013, ISO 31000:2018, Marco COSO:2017 y la Ley 27.401 de Responsabilidad Penal de las Personas Jurídicas.

En virtud de las últimas adecuaciones e integraciones, se ha demostrado que estos cambios han facilitado el cumplimiento de objetivos estratégicos como la obtención de financiamientos internacionales para los proyectos.

5.3. Código de Buen Gobierno Corporativo

De acuerdo con las normas de la Comisión Nacional de Valores, se presenta adjunto a esta Memoria el “Informe sobre el grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario”.

5.3.1 Programa de Compliance

En el mes de febrero de 2018, el Directorio aprobó el nombramiento a partir del 1 de marzo de 2018 de un nuevo “Chief Compliance Officer de la Sociedad”, y asimismo, se aprobó adoptar ciertas reformulaciones a los procedimientos internos de “Compliance”, de tal forma de (i) ampliar e instrumentar las políticas y procedimientos de control anticorrupción, para adecuarlas a las mejores prácticas en la materia, a la Ley 27.401 de Responsabilidad Penal de Personas Jurídicas por hechos de corrupción y a las regulaciones de la “FCPA” de los EEUU.; (ii) mejorar y/o establecer los mecanismos para dar cumplimiento y generar las capacitaciones y entrenamientos de colaboradores de la Sociedad a fin de dar correcto cumplimiento a la implementación a dichas políticas; y (III) facultar al Chief Compliance Officer para ejercer control periódico sobre el cumplimiento de las políticas anticorrupción y de conducta empresarial de la Sociedad.

Cabe destacar que, desde enero de 2016, está vigente el Código de Conducta de la Sociedad, cuyo plan de implementación incluyó la creación de una Oficina de Conducta Empresarial y los mecanismos previstos en el mismo para gestión de denuncias y conflictos de interés. Dicho Código y procesos relacionados fueron revisados durante el 2018, y por reunión de Directorio de fecha 24 de mayo de 2018, se aprobó una nueva versión, que incluyó mejoras para dar cumplimiento a los requisitos de las normas de desempeño IFC del Banco Mundial, para Project Finance, la Ley 27.401 mencionada y la “FCPA”. Adicionalmente, se desarrolló un Código de Conducta para Proveedores y las siguientes políticas específicas de Compliance:

• Política de Reporte de Compliance – Medios de denuncia, protección contra represalias y discriminación al denunciante de Buena fe.

• Política Anti-Soborno, Anti-Corrupción y Anti-Lavado de dinero.

• Política de Sanciones Económicas en el comercio internacional

• Política de Uso de Información Privilegiada.

• Política de Protección de Datos.

• Política de Proveedores/Contratistas.

Para acompañar la implementación, se capacitó a la mayoría de personal de sede, incluyendo directores, miembros de Comité de Auditoría y Comisión Fiscalizadora, gerentes, mandos medios y otros colaboradores. Es la intención de la Compañía seguir mejorando su Programa, implementando nuevos controles, testeando los existentes, capacitando y concientizando a sus colaboradores y haciendo extensivo, en las medidas de sus posibilidades, a sus socios comerciales y contratistas, su claro compromiso con la integridad y transparencia para gestionar sus negocios.

5.3.2 Programa de Gestión de Riesgos

Genneia tiene implementado un Programa de Gestión de Riesgos, dentro del SIG, que durante 2018 se rediseño implementado una Política de Gestión de Riesgos Empresariales, aprobada por el Comité de Auditoria el 6 de noviembre de 2018. Con esta Política, Genneia se compromete a gestionar riesgos en base a las mejores prácticas. Se actualizó el Procedimiento de Gestión de Riesgos, detallando las 6 etapas principales del proceso. Se asignan roles y tareas, alineado al Modelo COSO:2017 para la gestión de riesgos empresariales (ERM) Se diseño un plan de trabajo 2018-2019 de Gestión de Riesgos, también aprobado por el Comité de Auditoria. Este implica la identificación por parte de todas las áreas de los riesgos asociados a los procesos y los controles existentes, su valuación, interrelación y ponderación a nivel Compañía, así como el desarrollo de planes de acción asociados a los riesgos de mayor criticidad, sujetos a seguimiento y monitoreo de su evolución.

6. RESEÑA DE LAS OPERACIONES

Ingresos por ventas netas Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Comercialización y transporte de gas Otros ingresos diversos Costo de ventas Gastos operativos Depreciación y amortización Utilidad Bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones a largo plazo Resultados financieros, netos (Pérdida) utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad neta del ejercicio Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio	31-Dic-2018 31-Dic-2017 Variación
	(en miles de pesos) 5.980.735 2.646.419 3.334.316
	3.687.825 1.883.325 1.804.500 2.120.363 679.731 1.440.632 149.075 77.974 71.101 23.472 5.389 18.083 (2.521.623) (1.192.610) (1.329.013)
	(832.348) (405.816) (426.532) (1.689.275) (786.794) (902.481)
	3.459.112 1.453.809 2.005.303 (49.141) (21.909) (27.232) (673.304) (215.040) (458.264) (400.039) (73.551) (326.488) (50.294) (1.887) (48.407) (2.747.999) (787.206) (1.960.793)
	(461.665) 354.216 (815.881) (507.433) 286.777 (794.210)
	(969.098) 640.993 (1.610.091) 5.478.429 579.789 4.898.640
	5.478.429 579.789 4.898.640
	4.509.331 1.220.782 3.288.549
	(969.098) 640.993 (1.610.091)
	(969.098)640.993 (1.610.091)
	4.509.331 1.220.782 3.288.549
	4.509.331 1.220.782 3.288.549

Síntesis

El resultado neto antes de impuesto a las ganancias refleja una pérdida de $ 461,7 millones, mostrando una variación interanual negativa de $ 815,8 millones en comparación con la ganancia del ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2017 de $ 354,2 millones.

La utilidad bruta del ejercicio de $ 3.459,1 millones, es 138% superior a la utilidad bruta del ejercicio anterior que ascendía a $ 1.453,8 millones. Este aumento fue el resultado, según se explica en mayor detalle más adelante en la sección de "Análisis de la contribución marginal por segmento", principalmente a la puesta en funcionamiento de la ampliación de la Central Térmica Bragado, de los Parques Eólicos PER III y del PEM I, los Parque Solares ULLUM I, II y III, y los parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I; y a las adquisiciones de la Central Térmica Cruz Alta y del Parque Eólico Loma Blanca IV; y a mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares. Este efecto fue parcialmente compensado por un mayor cargo nominal en pesos de la depreciación de los bienes de uso por efecto de la devaluación, y por costos incrementales de generación y operativos de la nueva Central Térmica Bragado, PER III, PEM I, parque solares ULLUM I, II y III, y parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I y las nuevas adquisiciones mencionadas upsupra. El margen bruto (utilidad bruta dividida por ventas netas) fue del 58% y 55% en los ejercicios finalizados al 31 de Diciembre de 2018 y 2017. Con respecto a la devaluación cambiaria, cabe mencionar, que el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 concluyó con una devaluación del peso frente al dólar del 103%, en comparación a la devaluación cambiaria del 17% del ejercicio anterior.

Ingresos por Ventas

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	3.687.825	1.883.325	96%
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	2.120.363	679.731	212%
Ingresos por comercialización y transporte de gas	149.075	77.974	91%
Otros ingresos diversos	23.472	5.389	336%
Total ingresospor ventas	5.980.735	2.646.419	126%

Las ventas netas al 31 de Diciembre de 2018 ascendieron a $ 5.980,7 millones, lo que representa un aumento del 126% en comparación con los $ 2.646,4,4 millones al 31 de Diciembre de 2017. El aumento se debe principalmente a mayores ingresos por potencia puesta a disposición durante el ejercicio 2018, a causa de la puesta en marcha de la CT Bragado II y III a partir del mes de Febrero de 2017 y Mayo de 2017, respectivamente, a la adquisición de la CT Cruz Alta en el mes de Agosto de 2017, a mayores ingresos por generación de energía por la puesta en marcha del PER III en el mes de diciembre de 2017, a la adquisición del Parque Eólico Loma Blanca IV en el mes de noviembre de 2017, a la puesta en marcha del PEM I en el mes de noviembre de 2018, a la puesta en funcionamiento de los parque eólicos Chubut Norte I y Villalonga y los parque solares ULLUM I, II y III en el mes de diciembre de 2018; y a mayores ingresos expresados en pesos por efecto de la devaluación cambiaria (tarifas denominadas en Dólares).

Costo de Ventas

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(181.248)	(71.090)	155%
Compras para comercialización y transporte de gas natural	(42.062)	(16.694)	152%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(1.604.685)	(903.184)	78%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(681.176)	(196.257)	247%
Costos operativos comercializaciónytransporte degas	(12.445)	(5.385)	131%
Total costo de ventas	(2.521.623)	(1.192.610)	111%

El costo de ventas al 31 de Diciembre de 2018 fue de $ 2.521,6 millones, en comparación con los $ 1.192,6 millones al 31 de Diciembre de 2017, lo cual representa un incremento del 111%. El aumento de costos se debe principalmente a los costos relacionados con la ampliación de la CT Bragado II y III que comenzaron a operar en el mes de Febrero y Mayo 2017, respectivamente, de la entrada en funcionamiento del PER III a partir de Diciembre 2017, de las adquisiciones de la CT Cruz Alta y del Parque Eólico Loma Blanca IV, y a la puesta en marcha de los parque eólicos PEM I, Chubut Norte I y Villalonga y los parque solares ULLUM I, II y III a fines del ejercicio 2018; y al aumento del cargo en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Análisis de la contribución marginal por segmento

• Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Convencionales

Descripción del segmento

El segmento de negocios de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales inició sus operaciones en el ejercicio 2008.

Al cierre del ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 este segmento comprendía la operación de centrales térmicas con una potencia instalada total de 643 MW, con la siguiente distribución:

Central (Provincia)	Inicio operación Comercial	MW potencia instalada	Tipo de Contratación
Rio Mayo (Chubut)	Junio 2008	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Gobernador Costa (Chubut)	Septiembre 2009	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Pinamar (Buenos Aires)	Febrero 2008	20	Resolución SEE 19/2017
Matheu (Buenos Aires)	Noviembre 2008	42	Contrato MEM con CAMMESA
Paraná (Entre Ríos)	Junio 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Olavarría (Buenos Aires)	Septiembre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Concepción del Uruguay (Entre Ríos)	Octubre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas I (Buenos Aires)	Noviembre 2009	10	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas II (Buenos Aires)	Enero 2011	25	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado I (Buenos Aires)	Junio 2011	50	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado II (Buenos Aires)	Febrero 2017	59	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado III (Buenos Aires)	Mayo 2017	59	Contrato MEM con CAMMESA
Cruz Alta (Tucumán)	Enero 2002 / Enero 2003	245	Resolución SEE 19/2017

El 11 de agosto de 2017 Genneia Desarrollos S.A. adquirió a Pluspetrol Resources Corporation B.V. y Pluspetrol Resourses Corporation la totalidad de las acciones de la sociedad Generadora Eléctrica De Tucumán S.A. (“GETSA””), cuyo objeto social y actividad es la generación y comercialización de energía eléctrica a través de dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán. Con fecha 17 de agosto de 2017, se aprobó el inicio de un proceso de reorganización societaria mediante la fusión por absorción de la sociedad. Dichas centrales operan bajo la Resolución SEE 19/2017, la cual establece que los Agentes del MEM podrán declarar Ofertas de Disponibilidad Garantizada para suscribir Compromisos de disponibilidad garantizada, por la potencia y energía de las unidades generadoras instaladas, de acuerdo a lo establecido en dicha Resolución. La potencia que pueda ser objeto de Ofertas de Disponibilidad Garantizada será remunerada en función a un pago por potencia disponible mensual subdividida en una potencia disponible real, una potencia garantizada ofrecida, y una potencia asignada; y otro por energía generada y operada.

Las centrales térmicas de las localidades de Rio Mayo y Gobernador Costa operan bajo un contrato firmado con la Dirección General de Servicios Públicos de la provincia de Chubut.

Todas las demás centrales térmicas brindan energía al SADI, por medio de contratos MEM con CAMMESA en el marco de la Resolución S.E. N° 220/2007 (excepto por las centrales de Pinamar y Matheu que, por cumplimiento del plazo contractual, a la fecha de los presentes estados contables se encuentra operando bajo la Resolución SEE 19/2017). Dichas centrales se denominan de pico, lo que implica que el principal ingreso consta de la potencia puesta a disposición (PPAD), y de los contratos prevén una remuneración por generación basada en un costo variable de producción más combustible.

En el marco de la convocatoria para ofertar nueva generación térmica abierta bajo la Resolución de la Secretaría de Energía Eléctrica n° 21/2016, la Sociedad ha resultado adjudicataria de dos nuevos proyectos para ampliar la capacidad de generación de la central térmica Bragado actualmente existente (CT Bragado II y III). Cada uno de dichos proyectos implica adicionar una potencia nominal de 59,2 MW promedio, totalizando 118,4 MW promedio la potencia nominal adicional una vez que ambas ampliaciones estén operativas. En el mes de Febrero de 2017, se habilitó la primera etapa de la CT Bragado y, a través de una gestión eficiente durante el proceso de obra, el 5 de Mayo de 2017, se logró la habilitación comercial de la segunda etapa del proyecto de ampliación de la Central, anticipando la fecha comprometida en el PPA.

Análisis de la evolución del ejercicio

Durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales reflejó una contribución marginal de $ 1.901,9 millones, representando el 55% de la utilidad bruta total de la Sociedad. La contribución marginal del segmento fue de $ 992,8 millones o 109% superior al 31 de Diciembre de 2017. Este aumento se debió principalmente a: i) la puesta en marcha de la CT Bragado II y III en el mes de Febrero y Mayo de 2017, respectivamente, cuya potencia instalada asciende a 59 MW cada una; ii) la adquisición dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán en Agosto de 2017, cuya potencia instalada asciende a 245 MW; iii) mayores ingresos expresados en pesos por efecto de la devaluación sobre las tarifas dolarizadas; y iv) por mayores ingresos por potencia puesta a disposición en comparación con el ejercicio anterior; lo cual fue compensado parcialmente por los mayores costos operativos de la puesta en marcha de CT Bragado II y III y de la CT adquirida Cruz Alta; y por mayor cargo en pesos de la depreciación de los bienes de uso por efecto de la devaluación en comparación con el ejercicio anterior.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	3.687.825	1.883.325	96%
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(181.248)	(71.090)	155%
Costos operativosgeneración energía eléctrica de fuentes convencionales	(1.604.685)	(903.184)	78%
Contribución Marginal	1.901.892	909.051	109%

Las ventas del segmento aumentaron en 2018 un 109% respecto del 2017 y representaron el 62% del total de ventas de la Sociedad.

Las ventas por potencia puesta a disposición fueron de $ 3.323,4 millones al 31 de Diciembre de 2018, resultando en una variación positiva interanual de 97%, derivada principalmente del impacto por la puesta en marcha de la CT Bragado II y III, la adquisición dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán y del efecto de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas de los contratos de suministro de energía.

Las ventas por generación de energía del segmento sumaron $ 364,4 millones al 31 de Diciembre de 2018, representando un aumento del 82% en relación al 31 de Diciembre de 2017. Este efecto se debe principalmente al impacto de la devaluación sobre las tarifas dolarizadas. El volumen total de energía generada por el segmento ascendió al 31 de Diciembre de 2018 a 658 GWh, representando un 28% de disminución respecto al ejercicio anterior debido a menor demanda eléctrica, que fuera parcialmente compensada por la entrada en operación de las CT Bragado II y III; y por la adquisición de la CT Cruz Alta en la provincia de Tucumán. Dicha disminución está compuesta por una baja del 30% en el volumen despachado a gas natural (626,9 GWh) y una suba del 56% (31,1 GWh) en el volumen de energía despachado utilizando combustibles líquidos. Las ventas incluyen la Reserva de Corto Plazo (RCP), la cual es un servicio brindado por los generadores que consiste en ofertar una cantidad de potencia en reserva para un determinado plazo que, de ser aceptada por el Operador del Mercado (CAMMESA), será considerada como parte de la reserva operativa del sistema ante contingencias no programadas en la operación del MEM. Los generadores ofertan y son adjudicados; como contraprestación del servicio, existe una remuneración por cada MW adjudicado y puesto a disposición. Genneia participa en la RCP desde el ejercicio 2013, ofertando hasta el 80% de su potencia contratada en ciertas centrales térmicas. Dichas ventas generaron ingresos al 31 de Diciembre de 2018 por $ 1,3 millones.

Los costos de compra de combustible y transporte ascendieron a $ 181,2 millones, representando un incremento del 155% respecto de los $ 71,1 millones correspondientes al ejercicio 2017. Esta variación responde principalmente al impacto de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas y al ingreso en operación de las nuevas CT de Bragado II y III y la CT Cruz Alta adquirida en la provincia de Tucumán.

Los costos operativos al 31 de Diciembre de 2018 fueron de $ 1.604,7 millones, resultando en un aumento interanual del 78%, debido principalmente al aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y a mayores costos por la incorporación de la CT Bragado II y III y la CT Cruz Alta.

Al 31 de Diciembre de 2018 los activos operativos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 9.015,1 millones, y a $ 149,7 millones de activos en obras en curso al cierre del ejercicio.

• Generación de Energía con Fuentes Renovables

Descripción del segmento

Al 31 de Diciembre de 2018 el segmento de generación de energía eléctrica con fuentes renovables comprende las actividades desarrolladas por la Sociedad en el parque eólico de su propiedad de 77,4 MW de potencia instalada ubicado en cercanías de la ciudad de Rawson en la Provincia de Chubut (en adelante, el "Parque Eólico de Rawson" o "PER"). El parque fue inaugurado en enero de 2012 convirtiéndose en el parque eólico de mayor tamaño de Argentina y está conformado por 43 Aerogeneradores marca Vestas de 1,8 MW de potencia cada uno. Cammesa ha reconocido la repotenciación del PER I & II, resultando en una capacidad instalada de 83,65 MW.

La Sociedad ha finalizado en Diciembre de 2017 la construcción de su proyecto de expansión del Parque Eólico Rawson, ampliando la capacidad instalada en 25,05 MW, destinados principalmente a la venta de energía a privados.

Desde el inicio de su operación comercial, el Parque Eólico Rawson ha generado electricidad sin mayores interrupciones logrando un volumen total de energía superior a los 2.110 GWh y registró un factor de capacidad neto promedio de 43%. Adicionalmente, la Sociedad ha alcanzado una sólida trayectoria en el mantenimiento de la disponibilidad del parque, obteniendo con su parque eólico un factor de disponibilidad promedio de 98.4% y un factor de carga del 40.8%.

La energía generada posibilitó la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero estimadas en más de 1.400 mil toneladas de CO2 y la posibilidad de generar un ahorro de divisas para el país por sustitución de importación de combustibles, demostrando así las ventajas del recurso eólico disponible en nuestro país.

El 29 de noviembre de 2017, ampliamos nuestra cartera eólica en la Provincia de Chubut mediante la adquisición de Parque Eólico Loma Blanca, que posee y opera el parque eólico de 51 MW Loma Blanca IV. Desde su entrada en operación este parque ha generado energía eléctrica por un volumen de 958 GWh.

A fines del ejercicio 2018 la Sociedad concluyó la construcción de los parques eólicos de Madryn I, Villalonga y Chubut Norte I; con una capacidad instalada de 71 MW, 51 MW y 29 MW; respectivamente.

Asimismo, la Sociedad está desarrollando los proyectos de parques eólicos de Madryn II, Pomona y Necochea (este último a través de un joint venture 50/50 celebrado con la compañía de generación Centrales de la Costa Atlántica S.A.); para los cuales se estima tener una capacidad instalada de 151 MW, 101 MW y 37.95 MW; respectivamente.

Por otro lado, las plantas solares correspondientes a las sociedades Ullum Solar I S.A., Ullum Solar II S.A. y Ullum Solar III S.A., fueron puestas en funcionamiento en Diciembre 2018 con una capacidad instalada de 25 MW, 25 MW y 32 MW; respectivamente.

Análisis de la evolución del ejercicio

Durante el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018, el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables reflejó una contribución marginal de $ 1.439,2 millones, representando el 42% de la utilidad bruta total de la Sociedad.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	2.120.363	679.731	212%
Costos operativosgeneración energía eléctrica de fuentes renovables	(681.176)	(196.257)	247%
Contribución Marginal	1.439.187	483.474	198%

Los ingresos por generación aumentaron un 198%, pasando de $ 483,5 millones al 31 de Diciembre de 2017 a $ 1.439,2 millones al 31 de Diciembre de 2018, básicamente como consecuencia de; i) la energía generada por el parque Eólico Loma Blanca IV; ii) mayor volumen de energía generada por la entrada en operación de la extensión del parque Eólico Rawson, iii) puesta en funcionamiento de los parques Eólicos Madryn I, Villalonga y Chubut Norte I, iv) puesta en funcionamiento de los parque solares Ullum I,II y III; y v) mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares. El volumen de energía eólica generada alcanzó los 608,1 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018, en comparación con los 498,4 GWh generados en mismo ejercicio del 2017. El volumen de energía solar generada alcanzó los 6,3 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018.

Los costos operativos aumentaron un 247% respecto del ejercicio anterior, principalmente debido a los costos operativos del parque Eólico adquirido Loma Blanca IV, a las puestas en funcionamiento de los parques mencionados upsupra, y al aumento en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Al 31 de Diciembre de 2018 los activos operativos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 19.290,2 millones, y a $ 6.134,9 millones de activos en obras en curso al cierre del ejercicio.

• Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte de Gas Natural

La operación del segmento se conforma por: i) la comercialización, por medio de contratos de largo plazo con clientes industriales de primer nivel, de 165.000 m3 por día de capacidad de transporte en firme de gas natural obtenida en el marco de las obras de ampliación del gasoducto Gral. San Martín de TGS que fueran desarrolladas por la Sociedad en 2008; ii) la gestión de compra de gas natural realizada por cuenta y orden de terceros; y iii) la compra de gas natural y capacidad de transporte de gas natural para su reventa.

La contribución marginal del segmento representó en el ejercicio 2018 un 3% del total de la utilidad bruta consolidada de la Sociedad, ubicándose en $ 94,6 millones, en comparación con los $ 55,9 millones registrados durante el ejercicio 2017, mostrando un aumento del 69%. El aumento se debe principalmente a mayores ingresos por el aumento de los volúmenes transportados y el efecto de la devaluación cambiaria del peso sobre dichas tarifas.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por comercialización y transporte de gas natural	149.075	77.974	91%
Compras para comercialización y transporte de gas natural	(42.062)	(16.694)	152%
Costos operativos de comercializaciónytransporte degas	(12.445)	(5.385)	131%
Contribución Marginal	94.568	55.895	69%

• Gastos de Administración

Los gastos administrativos aumentaron un 213%, pasando de $ 215,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2017 a $ 673,3 millones al 31 de Diciembre de 2018. Dicha variación corresponde principalmente a; i) el aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio y del crecimiento de la estructura de personal; ii) mayores gastos de investigación y desarrollo relacionados con la generación de energía térmica, eólica, solar y biomasa; iii) mayores gastos por honorarios y servicios administrativos de las sociedades adquiridas; y, iv) al aumento del cargo en Pesos de las amortizaciones de los activos dolarizados por efecto de la devaluación cambiaria.

• Gastos de Comercialización

Durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 los gastos de comercialización aumentaron un 124%, pasando de $ 21,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2017 a $ 49,1 millones al 31 de Diciembre de 2018, como consecuencia del aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio y al mayor cargo por el impuesto a los ingresos brutos relacionados con la mayor facturación del ejercicio.

• Resultados Financieros

Los resultados financieros netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 fueron negativos en $ 2.806,3 millones, respecto de los $ 787,2 millones negativos en el ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 256% según la siguiente apertura:

Concepto Ingresos financieros Intereses y otros Costos financieros Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Intereses Diferencias de cambio, netas Gastos de emisión y retenciones Diversos Resultados financieros netos	31-Dic-2018 31-Dic-2017 Variación %
	7.408 7.895 -6%
	7.408 7.895 -6%
	(528.820) 56.550 -1035% (841.589) (518.367) 62% (1.186.914) (217.913) 445% (64.968) (57.899) 12% (133.116) (57.472) 132%
	(2.755.407) (795.101) 247%
	(2.747.999) (787.206) 249%

Esta variación se debe principalmente al cargo por diferencia de cambio sobre la posición activa en pesos de la compañía, debido a la mayor devaluación del ejercicio, comparada con el ejercicio anterior. Con respecto a la devaluación cambiaria, cabe mencionar, que el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 concluyó con una devaluación del peso frente al dólar del 103%, en comparación a la devaluación cambiaria del 17% del ejercicio anterior. Además de la perdida por diferencia de cambio, arriba mencionada, este efecto devaluatorio involucro mayores cargos en pesos de los intereses financieros devengados por deudas nominadas en Dólares, y la devaluación de instrumentos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados. Por otro lado, es pertinente aclarar que los saldos a cobrar por venta de energía a CAMMESA y IEASA (Ex ENARSA) son liquidados en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta a pesar que los contratos de suministro firmados con dichas entidades presentan tarifas dolarizadas y que en los mismos existen mecanismos previstos por los cuales la Sociedad mantiene el derecho de percibir un ajuste por la diferencia de cambio producida por la evolución del tipo de cambio utilizado para la facturación hasta el momento de la efectiva cobranza.

• Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias al 31 de Diciembre de 2018 asciende a una pérdida de $ 507,4 millones en comparación con la ganancia de $ 286,8 millones en 2017. La variación negativa corresponde principalmente al efecto durante el ejercicio de la depreciación del peso respecto del dólar en el cálculo del impuesto diferido sobre los bienes de uso y sobre el quebranto fiscal activado y al reconocimiento de una pérdida en concepto de quebrantos fiscales que prescribirán en los años 2019 y 2020 y que tenían una alta probabilidad de no ser utilizadas, lo cual fue parcialmente compensado por el quebranto registrado debido a la mayor pérdida impositiva del ejercicio .

• Liquidez

La variación de fondos netos del ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 resultó en una generación de fondos de $ 3.978,7 millones en comparación con la generación de fondos por $ 1.059,7 millones de 2017.

Las principales variaciones que explican esta evolución corresponden a; mayores fondos generados por las actividades de financiación correspondientes a la emisión de nuevas obligaciónes negociables por USD 163 millones, USD 51,5 millones y USD 50 millones, al aumento de capital por USD 20 millones en Marzo del 2018, obtención de diversos préstamos bancarios, compensado parcialmente por mayores aplicaciones de fondos en las actividades de inversión por los avances de las obras en construcción llevadas a cabo por la compañia.

Los fondos netos generado por las operaciones al 31 de Diciembre de 2018 alcanzaron los $ 2.130,6 millones, en comparación con los $ 1.420,3 millones generados durante el ejercicio 2017.

El efectivo neto aplicado en las actividades de inversión al 31 de Diciembre de 2018 alcanzó los $ 11.368 millones, en comparación con los $ 4.617,7 millones aplicados en 2017. La erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso en 2018 corresponde principalmente al pago por las inversiones en los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Chubut Norte, Villalonga y Pomona.

En 2017, las aplicaciones de fondos en las actividades de inversión corresponden principalmente a la adquisición de las compañía GETSA y PELBIV, dueñas de la Central térmica “El Bracho” y el parque eólico “Loma Blanca IV”, respectivamente, y a inversiones relacionadas con la obra de ampliación de la CT Bragado II & III, y las nuevas obras en el PER III, y en los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Villalonga y Chubut Norte.

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en el ejercicio 2018 totalizan $ 12.311,1 millones, en comparación con los $ 4.195,3 millones generados en el ejercicio 2017. Esta evolución se debe principalmente al desembolso de las nuevas Obligaciónes Negociables Clase XX, XXI y XXII por un total de USD 163 millones, USD 51,4 millones y USD 50 millones, respectivamente, y al aumento de capital realizado en el mes de Marzo del 2018 por un total de USD 20 millones. Además se desembolsaron los siguientes préstamos otorgados por: i) Banco Ciudad USD 5,5 millones, ii) Banco Provincia USD 5,5 millones y USD 4,35 millones, iii) Banco Itaú S.A. USD 7 millones y USD 10 millones, iv) Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. USD 10 millones, y v) Banco Chubut S.A. USD 2 millones.

Todo ello se vio compensado por la cancelación de los préstamos otorgados por el Banco Ciudad por USD 4 millones, USD 6 millones, y por el Banco Provincia por USD 4 millones; y a la cancelación total de la Obligacion Negociable Clase XIV (USD 25 millones).

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en el ejercicio 2017 totalizan $ 4.195,3 millones, los cuales se deben principalmente al desembolso de la nueva Obligación Negociable Clase XX por un total de USD 350 millones y al aumento de capital realizado en el mes de Marzo del 2017 por un total de USD 50 millonesy otro aumento de capital por USD 50 millones en el mes de Septiembre del 2017. También se concretó el desembolso de nuevos préstamos: i) USD 4 millones otorgado por el Banco Provincia de Buenos Aires, ii) USD 10 millones otorgado por el Banco Macro S.A., y iii) USD 6 millones otorgado por el Banco Ciudad. Todo ello se vio parcialmente compensado por el pago de diversas deudas financieras y bancarias, especialmente la cancelación del préstamo Sindicado por un total de USD 112 millones otorgado por el Banco Itaú S.A., Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. y Banco Macro S.A., a la cancelación anticipada de las Obligaciones Negociables Clase II y III por USD 38,5 millones y a los pagos de cuotas de capital de las Obligaciones Negociables Clase XIII (USD 8,3 millones), Clase XVI (ARS 48,9 millones), Clase XIX (ARS 462,2 millones) y Clase XVII (USD 20,2 millones), y de préstamos otorgados por el Banco Hipotecario por USD 30 millones, USD 4,9 millones al Banco Provincia, entre otros.

El total de préstamos al 31 de Diciembre de 2018 es de $ 34.788,1 millones incluyendo las obligaciones negociables públicas, deuda bancaria y operaciones de leasing. Del total de la deuda al 31 de Diciembre de 2018, $ 3.453,6 millones corresponden al corto plazo y $ 31.334,6 millones al largo plazo. El 100% de la deuda financiera al 31 de Diciembre de 2018 ha sido emitida en Dólares. Esta composición de deuda en Dólares está en línea con los ingresos de la Sociedad que en su gran mayoría responden a contratos de largo plazo denominados en Dólares.

Al 31 de Diciembre de 2018, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 9.732 millones.

7. SOCIEDADES RELACIONADAS

Los principales saldos y operaciones con sociedades relacionadas, accionistas, directores y ejecutivos clave al 31 de diciembre de 2018, se exponen en la Nota 6 a los estados contables individuales y consolidados.

Las principales subsidiarias operativas de la Sociedad son Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Genneia Desarrollos S.A., Ullum 1 Solar S.A., Ullum 2 Solar S.A., Ullum 3 Solar S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos Patagónicos S.A., Genneia Vientos Sudamericanos S.A., y Enersud Energy S.A., mientras que el resto de las subsidiarias de la Sociedad son subsidiarias no operativas.

La siguiente es una breve reseña de las principales subsidiarias operativas de la Sociedad:

• Parque Eólico Loma Blanca IV S.A: Sociedad titular del Parque Eólico Trelew (antes llamado Loma Blanca IV) con una capacidad instalada de 51 MW.

• Genneia Desarrollos S.A. es la subsidiaria que absorbió en el mes de septiembre de 2017 a Generadora Eléctrica del Tucumán S.A. titular de la CT Cruz Alta en la provincia de Tucumán con una capacidad instala de 245 MW.

• Ullum 1 Solar S.A.: Titular del Parque Solar Ullum I, en la provincia de San Juan con una capacidad instalada de 25 MW.

• Ullum 2 Solar S.A.: Titular del Parque Solar Ullum II, en la provincia de San Juan con una capacidad instalada de 25 MW.

• Ullum 3 Solar S.A.: Titular del Parque ¨Solar Ullum III, en la provincia de San Juan con una capacidad instalada de 32 MW.

• Genneia Vientos Argentinos S.A. Titular del Parque Eólico Villalonga, en la provincia de Buenos Aires con una capacidad instalada de 51,75 MW.

• Genneia Vientos del Sur S.A. Titular del Parque Eólico Chubut Norte I, en la provincia de Chubut con una capacidad instalada de 51,75 MW.

• Genneia Vientos del Sudoeste S.A. es una subsidiaria constituida en 2016, como vehículo exclusivo para la ejecución, el desarrollo y la operación del proyecto Pomona I.

• Genneia Vientos Patagónicos S.A. es una subsidiaria constituida en 2016, como vehículo exclusivo para la ejecución, el desarrollo y la operación del proyecto Chubut Norte III.

• Genneia Vientos del Sudamericanos S.A. es una subsidiaria constituida en 2016, como vehículo exclusivo para la ejecución, el desarrollo y la operación del proyecto Chubut Norte IV.

• Enersud Energy S.A. es una subsidiaria constituida en 2004 que se dedica al negocio de comercialización de energía.

Las sociedades actualmente no operativas son las siguientes: Patagonia Wind Energy S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A, Nor Aldyl Bragado S.A., Ingentis II Esquel S.A., y MyC Energía S.A.

Por otra parte, la Sociedad mantiene participación sobre Vientos de Necochea S.A. una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación de proyecto Necochea. La Sociedad y Centrales de la Costa, una sociedad controlada por la Provincia de Buenos Aires, celebraron un acuerdo de joint venture para desarrollar este proyecto y cada parte es titular del 50% de Vientos de Necochea S.A.

8. INVERSIONES DE CAPITAL

El saldo del rubro Bienes de Uso al cierre del ejercicio 2018 es de $ 35.822 millones comparado con los $ 10.298 millones en 2017, lo que representa un incremento del 248%.

Durante el ejercicio 2018 las inversiones de capital estuvieron orientadas principalmente a la construcción de los Parques Eólicos Madryn I, Villalonga, Chubut Norte y los Parques Solares Ullum I, II y III y los proyectos que aun se encuentran en proceso de construción

Al cierre del ejercicio, la Sociedad muestra Obras en Curso por $166.390 millones que corresponde principalmente a la construcción de los Parques Eólicos Madryn II, Pomona I,II Chubut Norte II, III, IV, y a la construcción de la estación trasformadora de 500Kv en Puerto Madryn.

Adicionalmente, durante el ejercicio se transfirieron Obras en Curso a Parque Solar por $2.326 millones, correspondientes principalmente al alta comercial de los Parque Solares Ullum I, II y III y $6.207 millones al rubro Parque Eólico por el alta comercial del Parque Eólico Madryn I, Villalonga y Chubut Norte.

Por otro lado, la diferencia de conversión de activos no monetarios fue de $12.470 millones, lo que significa un aumento del 775% con relación al 2017 debido a la devaluación ocurrida en el 2018 respecto del 2017, de acuerdo a lo expuesto en el cuadro de Evolución de Bienes de Uso (ver Nota 5.f).

Las depreciaciones acumuladas al cierre del ejercicio 2017 ascendieron a $ 13.137 millones en comparación con los $ 5.487 millones de 2016, incrementándose un 139%, gran parte de esta variación corresponde al efecto de la variación del tipo de cambio. Del monto total de depreciaciones al cierre del ejercicio 2017 el 78% provienen de las amortizaciones de las plantas de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales y el 18% corresponden principalmente a los bienes de uso del Parque Eólico Rawson I, II y III.

9. RECURSOS HUMANOS

La Dirección ha readecuado sus objetivos y responsabilidades para garantizar el sostenimiento y continuidad del negocio. Se realizaron acciones de fortalecimiento en materia de reclutamiento a través del rediseño del procedimiento optimización de tiempos de búsqueda confiabilizando fuentes de reclutamiento, se implementó el job posting para dinamizar la movilidad y desarrollo interno a la vez que se realizaron acciones de posicionamiento de marca empleadora y rediseñó del proceso de Inducción. En materia de compensaciones se implementaron nuevas herramientas de gestión y evaluación tanto de los componentes fijos como variables con el objeto de generar compromiso y retención de nuestros cuadros críticos, claves y alto potencial reforzando la propuesta de valor de Genneia. En igual sentido y con el objeto de garantizar la competitividad externa y la equidad interna se ha iniciado un trabajo de evaluación de puestos por grados. Asimismo, se rediseño la estructura operativa migrando la operación de un modelo de Centro Operativo a Nodo Regional, se propició la incorporación de funciones ligadas al resguardo y aseguramiento de la información, evaluación de Riesgos, Asuntos sociales y Compliance. En materia de Capacitación y Desarrollo se implementó una nueva política y procedimiento que permitió eficientizar e incrementar el dictado de las más de 8.500 hs de formación que duplica la mediana de mercado con un promedio de 24 hs por colaborador. Se ha iniciado un proceso de gestión integral de talentos, mientras que el lanzamiento del Programa de Lideres focalizó nuestra actividad en la integración, fortalecimiento y desarrollo de equipos. Se redefinió el objetivo y alcance de la política de salud ocupacional colocando a la salud como uno de los vectores principales de gestión y cuidado integral de nuestros colaboradores.

Asimismo, se ha trabajado en el fortalecimiento de una saludable relación con las Entidades Gremiales que coexisten en la actividad, propiciando arribar a acuerdos colectivos equilibrados que nos han permitido transitar un año turbulento en materia económica, con cero conflictividades sociales. En este marco se ha trabajado tanto a nivel Empresa con acuerdos como el del Centro Operativo Cruz Alta como a nivel actividad con la CAE para generar el Convenio Colectivo de Actividad que pueda brindar seguridad jurídica, previsibilidad y estabilidad a las relaciones laborales.

10. SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE

Comprometida con asegurar y promover condiciones de trabajo seguras y sin riesgo para la salud de los colaboradores, a la vez de amigables para el entorno en el que desarrolla sus actividades, Genneia ha fortalecido los procesos y acciones, alcanzando estándares elevados en estos órdenes, con procedimientos y controles efectivos, superando de esta manera el cumplimiento de las normativas y referencias nacionales e internacionales, mediante el desarrollo y aplicación de mejores prácticas en sus etapas de operación, mantenimiento y construcción.

Es por esto que en el transcurso de 2018 la Compañía ha innovado, entre otros, en los siguientes aspectos:

• Campaña corporativa en seguridad llamada “8 reglas de oro” como estrategia preventiva para evitar los accidentes, con foco específico en este caso en tareas de altura, izaje, eléctricas, espacios confinados, en caliente, excavaciones y de manejo de vehículos con el objetivo de promover conciencia en identificar y controlar los riesgos asociados a esas actividades.

• En el marco del cumplimiento de normas ambientales y sociales asociado a los procesos de obtención de financiamiento internacional y de garantías del Banco Mundial se desarrolló un Programa de Capacitación y Concientización en Normas IFC (International Finance Corporation) donde se desarrollaron sesiones y se trabajaron las ocho normas de desempeño sobre sostenibilidad ambiental y social de la IFC, con la importancia en identificar, prevenir, mitigar y manejar los riesgos e impactos de la empresa en estas dos áreas, como una forma de hacer negocios de manera sostenible.

• Gestión de Indicadores mensuales o KPIs integrados entre Obras y Operaciones cuyas magnitudes (accidentes, incidentes, planificación, capacitación, variables ambientales, etc.) al ser comparadas con niveles target de referencia, indican si es necesario tomar acciones correctivas o preventivas según el caso. De este modo, resulta conveniente tener presente que se debe medir la gestión porque todo lo que no se mide no se puede controlar, mejorar y gestionar.

Además durante el mismo año la Sociedad realizo la auditoría de seguimiento con de ISO 14001:2015 y Seguimiento BS OHSAS 18001:2007 Manteniendo la certificación con alcance: Disponibilidad y Generación de Energía Eléctrica para la sede administrativa de la Sociedad y las centrales térmicas: Matheu, Bragado, Olavarría, Pinamar, Las Armas I y II, en la provincia de Buenos Aires y Paraná y Concepción del Uruguay, en la provincia de Entre Ríos, así como también en el Parque Eólico de Rawson (PER), extendiendo el 2018 el alcance al Parque Eólico Trelew (PET) y la central térmica Cruz Alta (en la provincia de Tucumán).

A mediados de noviembre se realizaron las auditorías externas llevadas a cabo por el Ente Certificador TÜV Rheinland, luego de lo cual, los auditores recomendaron renovar las certificaciones actuales ISO 14001 y OHSAS 18001. En las auditorías externas se inspeccionaron los sitios de la Sede Olivos, las Centrales Térmicas de Las Armas, Matheu y el PET. Los auditores resaltaron la predisposición y preparación de los equipos de Genneia para responder a las preguntas, destacaron el estado de orden y limpieza de las instalaciones, así como el grado de madurez alcanzado por el Sistema Integrado de Gestión.

Nuevamente, la Compañía demuestra su compromiso con el medio ambiente y la salud y seguridad de las personas. En tal sentido y a los efectos de mejorar y robustecer el SIG se detecta la oportunidad de realizar la migración a la nueva norma ISO 45001, en lo que se trabajará durante 2019.

11. RELACIONES INSTITUCIONALES Y RESPONSABILIDAD SOCIAL EMPRESARIA

En 2018, se presentó el manifiesto que contiene la actualización de su filosofía corporativa (misión, visión y ponderación de valores institucionales) y diferentes herramientas de comunicación para vehiculizar esos mensajes con sus partes interesadas.

En la dimensión institucional y social, se pueden destacar las siguientes acciones:

• Diálogo permanente con autoridades nacionales, provinciales y municipales, personalidades y otros actores clave del sector, favoreciendo el entendimiento y la resolución de temas ante posiciones divergentes.

• Destacada participación en la Cámara Eólica Argentina, que reúne a los principales actores del sector eólico, con el objetivo de construir y resguardar las condiciones necesarias para el desarrollo y la potenciación de la industria. Genneia, socio fundador, ejerce la presidencia en esta cámara .

• Se brindó apoyo a iniciativas vinculadas con el aprovechamiento de las energías renovables y participación como miembro en la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA), en la Cámara Eólica Argentina (CEA), en la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en el Comité Argentino del Comité Mundial de la Energía (CACME) y en la Cámara de Comercio de los Estados Unidos de América (AmCham).

• Se llevó a cabo la inauguraron los parques eólicos Rawson (etapa III) y Madryn (etapa I), con la presencia de autoridades nacionales, provinciales y municipales; proveedores, colaboradores y miembros de la comunidad.

• Se brindó soporte para garantizar el cumplimiento de los requisitos sociales exigidos por bancos internacionales, para el financiamiento de los proyectos que optaron por Project Finance y/o garantía del Banco Mundial, implementando planes de gestión social y diálogos con partes interesadas.

• Se realizaron diagnósticos sobre posibles iniciativas de apoyo a la comunidad para zonas de influencia de los centros operativos, a implementarse en 2019.

• Se realizaron aportes a las comunidades de las zonas de influencia de la compañía, a través de donaciones en especie y charlas en escuelas.

12. ÍNDICES

Cuadro – Índices Genneia S.A. – Estados Contables Individuales

Ratios	2018	2017
Patrimonio Neto / Pasivo	0,30	0,48
Activos Corrientes / Pasivos Corrientes	1,05	0,95
Patrimonio neto / Activos Totales	0,23	0,32
Activo no corriente / total de activo	0,82	0,85
(Pérdida) Utilidad neta / (PN–(Pérdida) Utilidad neta)	(0,10)	0,15

Cuadro – Índices Estados Contables Consolidados

Ratios	2018	2017
Patrimonio Neto / Pasivo	0,22	0,38
Activos Corrientes / Pasivos Corrientes	1,08	1,07
Patrimonio neto / Activos Totales	0,18	0,28
Activo no corriente / total de activo	0,82	0,84
(Pérdida) Utilidad neta / (PN–(Pérdida) Utilidad neta)	(0,09)	0,15

13. DESTINO DE LOS RESULTADOS

A la fecha, la Sociedad abonó en concepto de anticipos de Honorarios al Directorio y Síndicos correspondientes al ejercicio 2018 la cifra de $ 19.655.325 - ($ 15.936.750 para el Directorio y $ 3.718.575 para los Síndicos). El ejercicio finalizó con una pérdida neta de $896.923.000, la cual formara parte de los resultados no asignados de la compañía.

14. OBJETIVOS PARA EL EJERCICIO 2019

En forma consistente con el plan estratégico planteado por los accionistas, el Directorio y la Gerencia General continúan trabajando con el firme objetivo de seguir consolidando los logros obtenidos en el negocio de generación y desarrollando los proyectos en el segmento de generación de energías renovables, y evaluando alternativas de generación convencionales de acuerdo a las oportunidades de expansión disponibles en los requerimientos de capacidad adicional del sistema.

Por ello, el Directorio ha ratificado el plan estratégico de la Sociedad, y en línea con las necesidades de la matriz energética argentina, continuará desarrollando nuevos proyectos en el segmento de generación de energías renovables y avanzando en la construcción y puesta en operación de los parques eólicos y la central Biomasa adjudicados durante los años 2016 y 2017; lo que le permitirá a la Sociedad continuar con un crecimiento disciplinado, manteniendo la observancia de la prudencia financiera, buscando la excelencia en los procesos, y profundizando las relaciones con clientes y proveedores en un marco de calidad, profesionalidad y prestigio.

Para ello el Directorio y la Gerencia General ratifican que el principal activo de la compañía son sus recursos humanos, capital que le permitirá conseguir los objetivos propuestos, generando valor para sus accionistas. En tal sentido, continuará la inversión en capacitación al personal y desarrollo profesional.

15. AGRADECIMIENTOS.

Finalmente, el Directorio desea expresar su agradecimiento a los clientes, instituciones financieras y proveedores de Genneia y a aquellos que la han acompañado desde sus orígenes; y especialmente expresar un reconocimiento de sincera gratitud a todos sus colaboradores, quienes con su compromiso, responsabilidad y entusiasmo permiten día a día cumplir con los objetivos propuestos.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 1 de marzo de 2019.

EL DIRECTORIO

Carlos Palazón Director titular y autorizado

1

ANEXO IV

INFORME SOBRE EL GRADO DE CUMPLIMIENTO DEL CÓDIGO DE GOBIERNO SOCIETARIO POR EL EJERCICIO CERRADO EL 31-12-2018

El presente informe ha sido aprobado por el Directorio según acta número 591 del 1 de marzo de 2019, en cumplimiento del Art. 1 del Capítulo I, del Título IV, de las Normas de la Comisión Nacional de Valores (T.O. 2013 y mod).

		Cumplimiento	Cumplimiento	Incumpli-	Informar(2)o Explicar(3)
		Total(1)	Parcial(1)	miento
				(1)
	PRINCIPIO I. TRANSPARENTAR LA RELACION ENTRE LA EMISORA, EL GRUPO ECONÓMICO QUE ENCABEZA Y/O INTEGRA Y SUS PARTES RELACIONADAS
	Recomendación I.1: Garantizar la divulgación por parte del Órgano de Administración de políticas aplicables a la relación de la Emisora con el grupo económico que encabeza y/o integra y con sus partes relacionadas	X			El Código de Gobierno de la Compañía prevé el deber de informar las transacciones entre partes relacionadas de acuerdo a las disposiciones legales. En él se indica que deben observarse los deberes de lealtad y diligencia en las operaciones mencionadas. Adicionalmente el Manual de Autorizaciones de la Compañía indica los niveles de aprobación para las diferentes transacciones en función de la naturaleza y monto relacionados. Por otro lado, el Prospecto de Programa de Emisión de Obligaciones Negociables dedica un acápite completo para describir a los “Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas”.
	Recomendación I.2: Asegurar la existencia de mecanismos preventivos de conflictos de interés.	X			Tanto el Código de Gobierno como el Código de Conducta establecen las pautas para la identificación y resolución de los conflictos de interés, indicando las prácticas prohibidas y permitidas, los deberes de lealtad y de informar ante posibles casos.
	Recomendación I.3: Prevenir el uso indebido de información privilegiada.	X			El Código de Gobierno establece el deber de lealtad de los Directores, prohibiendo el uso de información contra la Compañía o en beneficio personal o de terceros y obliga a mantener la confidencialidad acerca de los negocios y asuntos de la misma. Asimismo, la Compañía cuenta con previsiones al respecto en el Código de Conducta y durante el ejercicio 2018 publicó una Política de Información Privilegiada, mejorando también sus procedimientos de Seguridad de la Información.
	PRINCIPIO II. SENTAR LAS BASES PARA UNA SÓLIDA ADMINISTRACIÓN Y SUPERVISIÓN DE LA EMISORA
	EMISORA
	Recomendación II. 1: Garantizar que el Órgano de Administración asuma la administración y supervisión de la Emisora y su orientación estratégica.	X			El órgano de administración de la Compañía es el Directorio, que se reúne como mínimo mensualmente. Se encuentra a cargo de definir y supervisar la ejecución del plan estratégico, aprobar las principales políticas, iniciativas y el presupuesto anual.
	II.1.1 el Órgano de Administración aprueba:
	II.1.1.1 el plan estratégico o de negocio, así como los objetivos de gestión y presupuestos anuales.	X			Anualmente el Directorio considera el plan estratégico de negocios, los objetivos de gestión y el presupuesto anual.
	II.1.1.2 la política de inversiones (en activos financieros y en bienes de capital), y de financiación.	X			El Directorio aprueba las inversiones (en activos financieros y bienes de capital) y planes de financiación a través del presupuesto anual y plan a largo plazo. Mensualmente el Directorio da seguimiento de la gestión y los planes de financiamiento.
	II.1.1.3 la política de gobierno societario (cumplimiento Código de Gobierno Societario).	X			El Directorio aprobó el primer Código de Gobierno de la Compañía emitido en 2008 y todas sus modificaciones hasta la versión vigente.

II.1.1.4 la política de selección, evaluación y remuneración de los gerentes de primera línea.	X			El Código de Gobierno establece el mecanismo de selección, evaluación y reemplazo del Gerente General y ejecutivos clave. Adicionalmente, la Compañía cuenta con procesos de selección, evaluación y remuneración de Gerentes de primera línea y para el resto del personal. Por otra parte existen los principios rectores o políticas para cada uno de los ítems mencionados.
II.1.1.5 la política de asignación de responsabilidades a los gerentes de primera línea,	X			La asignación de responsabilidades a los Gerentes de primera línea se encuentra detallada en la descripción de puesto de cada uno de ellos. Además, los objetivos específicos para cada periodo, son establecidos anualmente a través del proceso de evaluación de desempeño.
II.1.1.6 la supervisión de los planes de sucesión de los gerentes de primera línea.	X			El Código de Gobierno establece el mecanismo de selección, evaluación y reemplazo del Gerente General y ejecutivos clave. La Compañía cuenta con una herramienta estratégica de gestión que consiste en un “Análisis de las Capacidades Organizacionales”, en la cual se describen y evalúan los potenciales sucesores (cuando los hay) de los Gerentes de primera línea, tiempos de desarrollo, etc.
II.1.1.7 la política de responsabilidad social empresaria.	X			El Directorio valida las políticas de responsabilidad social.
II.1.1.8 las políticas de gestión integral de riesgos y de control interno, y de prevención de fraudes.	X	X		Está delegada la función de aprobación de las políticas de control interno al Gerente General con supervisión del Comité de Auditoría, quien aprueba además la Política de Gestión Integral de Riesgos, la cual durante el ejercicio 2018 fue reformulada para adaptarse al modelo COSO ERM 2017. Las normas asociadas a Compliance, la prevención de fraude y la Oficina de Conducta Empresarial, están a cargo del Compliance Officer, con supervisión del Comité de Auditoría. Durante el ejercicio 2018 se emitieron las Políticas asociadas al programa de Integridad y Compliance que fueron aprobadas por el Directorio.
II.1.1.9 la política de capacitación y entrenamiento continuo para miembros del Órgano de Administración y de los gerentes de primera línea, De contar con estas políticas, hacer una descripción de los principales aspectos de las mismas.				Existe una política instrumentada de Plan de Capacitación para todos los niveles de la organización. Tiene por objetivo cubrir áreas de aprendizaje y desarrollo en aspectos organizacionales, culturales, técnicos y de liderazgo. Adicionalmente, el Reglamento del Comité de Auditoría incluye un apartado referido a la capacitación anual en los temas en que versa.
II.1.2 De considerar relevante, agregar otras políticas aplicadas por el Órgano de Administración que no han sido mencionadas y detallar los puntos significativos.

II.1.3 La Emisora cuenta con una política tendiente a garantizar la disponibilidad de información relevante para la toma de decisiones de su Órgano de Administración y una vía de consulta directa de las líneas gerenciales, de un modo que resulte simétrico para todos sus miembros (ejecutivos, externos e independientes) por igual y con una antelación suficiente, que permita el adecuado análisis de su contenido. Explicitar.	X			El Código de Gobierno establece en un apartado el deber de información de los Directores, el cual indica las vías de comunicación y la información que la gerencia les debe suministrar con la debida antelación antes de cada reunión. En la convocatoria se detallan los puntos del orden del día a tratar y se acompaña la documentación que se presentará para su aprobación. Adicionalmente, el Reglamento del Comité de Auditoría incluye un apartado referido a su acceso irrestricto a todos los funcionarios de primera línea gerencial de la Sociedad y a toda la información y documentación que estime necesaria para el cumplimiento de sus obligaciones, así como a requerir la asistencia a sus reuniones a los directores, síndicos, gerentes y auditores externos de la Sociedad y a requerir la intervención de los especialistas de cualquier área de la Sociedad para llevar a cabo auditorías.
II.1.4. Los temas sometidos a consideración del Órgano de Administración son acompañados por un análisis de los riesgos asociados a las decisiones que puedan ser adoptadas, teniendo en cuenta el nivel de riesgo empresarial definido como aceptable por la Emisora. Explicitar.	X			De acuerdo al Código de Gobierno, en la consideración de los temas a tratar por el Directorio debe efectuarse un análisis de los mismos en base a los riesgos asociados a las decisiones. El procedimiento de Gestión de Riesgos incluye una matriz de riesgos con la determinación del riesgo aceptable a nivel Compañía, que se revisa anualmente y es validado por el Comité de Auditoría.
Recomendación II.2: Asegurar un efectivo Control de la Gestión de la Emisora.
II.2.1 el cumplimiento del presupuesto anual y del plan de negocios,	X			El Directorio hace seguimiento mensual de Informes de Control de Gestión y verifica el cumplimiento del presupuesto anual y plan de negocio, para su tratamiento y aprobación.
II.2.2 el desempeño de los gerentes de primera línea y su cumplimiento de los objetivos a ellos fijados (el nivel de utilidades previstas versus el de utilidades logradas, calificación financiera, calidad del reporte contable, cuota de mercado, etc.).Hacer una descripción de los aspectos relevantes de la política de Control de Gestión de la Emisora detallando técnicas empleadas y frecuencia del monitoreo efectuado por el Órgano de Administración.	X			El Gerente General y el Director de Recursos Humanos verifican el cumplimiento de los objetivos y metas anuales a través del "Programa de Evaluación de Desempeño" presentando los resultados al Directorio. Se establecen las metas, logros o resultados que se esperan cumplir en un período de tiempo los cuales contribuyen, directa o indirectamente al logro de la Visión y Misión de la empresa. Se fijan objetivos en los puestos de profesionales senior y superiores utilizando la metodología SMART. Los objetivos contienen tres partes: una acción: que va a indicar lo que hay que hacer; un contenido: que hace referencia a un tipo de resultado; y un estándar de realización: características o requisitos con que se deben lograr los objetivos, permiten medir su grado de realización. Se establecen competencias de acuerdo al cargo y luego se realiza una revisión semestral obligatoria y la evaluación anual final.

Recomendación II.3:Dar a conocer el proceso de evaluación del desempeño del Órgano de Administración y su impacto.
II.3.1 Cada miembro del Órgano de Administración cumple con el Estatuto Social y, en su caso, con el Reglamento del funcionamiento del Órgano de Administración. Detallar las principales directrices del Reglamento. Indicar el grado de cumplimiento del Estatuto Social y Reglamento.	X			Cada miembro del Directorio cumple plenamente con Estatuto Social y con el Acuerdo de Accionistas vigente. El funcionamiento del Directorio está establecido tanto en los documentos mencionados anteriormente como en el Código de Gobierno de la Compañía, el cual contiene un mayor grado de detalle. En este último, además de la composición, convocatoria, quórum y toma de decisiones se especifican los temas a tratar, contenido de las actas, deberes y responsabilidades específicas respecto de la ley, el Estatuto, los grupos e interés, el Gerente General, etc.
II.3.2 El Órgano de Administración expone los resultados de su gestión teniendo en cuenta los objetivos fijados al inicio del período, de modo tal que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de tales objetivos, que contienen tanto aspectos financieros como no financieros. Adicionalmente, el Órgano de Administración presenta un diagnóstico acerca del grado de cumplimiento de las políticas mencionadas en la Recomendación II, ítems II.1.1.y II.1.2	X			Con periodicidad anual el Directorio elabora la memoria, que pone a disposición de los accionistas con anterioridad a la Asamblea General que considera los estados contables del ejercicio. En dicha memoria, el Directorio expone un detalle de su gestión, para que los accionistas puedan evaluar el grado de cumplimiento de los objetivos propuestos.
Recomendación II.4:Que el número de miembros externos e independientes constituyan una proporción significativa en el Órgano de Administración de la Emisora.
II.4.1 La proporción de miembros ejecutivos, externos e independientes (éstos últimos definidos según la normativa de esta Comisión) del Órgano de Administración guarda relación con la estructura de capital de la Emisora. Explicitar.		X		El Código Gobierno de la Compañía no exige la condición de independiente de los Directores en los términos definidos por las normas de la CNV, ya que no hace oferta pública de sus acciones. La proporción de miembros ejecutivos del Directorio guarda relación con la estructura del capital de la Compañía ya que se eligen según las tenencias accionarias de los grupos A y B de accionistas. La Compañía integrará con mayoría de miembros independientes el Directorio y comités requeridos por las normas de la CNV en oportunidad de solicitar su ingreso al régimen de oferta pública de acciones. Durante el ejercicio 2018, el Directorio integró el Comité de Auditoría con mayoría de miembros independientes.

II.4.2 Durante el año en curso, los accionistas acordaron a través de una Asamblea General una política dirigida a mantener una proporción de al menos 20% de miembros independientes sobre el número total de miembros del Órgano de Administración. Hacer una descripción de los aspectos relevantes de tal política y de cualquier acuerdo de accionistas que permita comprender el modo en que miembros del Órgano de Administración son designados y por cuánto tiempo. Indicar si la independencia de los miembros del Órgano de Administración fue cuestionada durante el transcurso del año y si se han producido abstenciones por conflictos de interés.	X			El Código Gobierno de la Compañía no exige la condición de independiente de los Directores. El Estatuto Social y Acuerdo de Accionistas vigente establece el procedimiento de elección de los miembros del Directorio y la duración de los cargos. La elección guarda relación con la proporción de tenencia accionaria de los grupos A y B de accionistas. Al estar el Directorio integrado por 8 miembros y con la aprobación del Reglamento de Comité de Auditoría que regula que 2 de sus 3 miembros sean independientes, se cumple con la condición de contar con un proporción mayor al 20% de miembros independientes del Órgano de Administración, A lo largo del año 2018 y en virtud de la emisión de una obligación negociable simple, colocada en forma privada y suscripta por sus accionistas, se han producido abstenciones por conflicto de interés en el tratamiento y aprobación de dicha transacción, la cual fue tratada y validada con recomendación positiva por parte del Comité de Auditoría.
Recomendación II.5: Comprometer a que existan normas y procedimientos inherentes a la selección y propuesta de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora.
II.5.1. La Emisora cuenta con un Comité de Nombramientos:	X			De acuerdo al Código de Gobierno vigente la Compañía cuenta con un “Comité de Nombramientos y Remuneraciones”.
II.5.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes,		X		El Comité de Remuneraciones está integrado por dos Directores: uno Clase A, y uno Clase B ye l Gerente General. Sin embargo, en ningún caso se les requiere la condición de independientes según el Código de Gobierno de la Compañía, por los motivos expuestos en el punto II.4.1.
II.5.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración,			X	No se le requiere la condición de independiente según el Código de Gobierno de la Compañía por los motivos expuestos en el punto II.4.1.
II.5.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de capital humano,	X			Los funcionarios mencionados cuentan con suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de capital humano.
II.5.1.4 que se reúna al menos dos veces por año.	X			De acuerdo a lo establecido en el Código de Gobierno, el Comité se reúne como mínimo dos veces alaño.

II.5.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas sino de carácter consultivo en lo que hace a la selección de los miembros del Órgano de Administración.	X			Los miembros del órgano del Directorio son elegidos por Asamblea de Accionistas. Cualquier sugerencia de los funcionarios mencionados es de carácter no vinculante.
II.5. 2 En caso de contar con un Comité de Nombramientos, el mismo:
II.5.2.1 verifica la revisión y evaluación anual de su reglamento y sugiere al Órgano de Administración las modificaciones para su aprobación,	X			El Código de Gobierno establece las responsabilidades generales y específicas del Comité de Nombramientos y Remuneraciones. Cualquier modificación al Código debe ser aprobada por el Directorio.
II.5.2.2 propone el desarrollo de criterios (calificación, experiencia, reputación profesional y ética, otros) para la selección de nuevos miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea,	X			Los criterios de selección de los gerentes de primera línea están dados por la descripción de puestos y mecanismos mencionados en los puntos II.1.1.4 a II.1.1.6. Los miembros del órgano del Directorio son elegidos por Asamblea de Accionistas. Cualquier sugerencia de los miembros del Comité es de carácter no vinculante.
II.5.2.3 identifica los candidatos a miembros del Órgano de Administración a ser propuestos por el Comité a la Asamblea General de Accionistas,			X	Los miembros del órgano del Directorio son elegidos por Asamblea de Accionistas. Cualquier sugerencia de los miembros del Comité es de carácter no vinculante.
II. 5.2.4 sugiere miembros del Órgano de Administración que habrán de integrar los diferentes Comités del Órgano de Administración acorde a sus antecedentes,	X			El Código de Gobierno de la Compañía establece que los miembros de los Comités de Directorio serán nominados y designados por el Directorio. Cualquier sugerencia de los miembros de los Comités es de carácter no vinculante para el Directorio.
II. 5.2.5 recomienda que el Presidente del Directorio no sea a su vez el Gerente General de la Emisora,	X			Tanto el acuerdo de accionistas, como el Estatuto definen la forma de elección del Presidente del Directorio que siempre será diferente al Gerente General.
II. 5.2.6 asegura la disponibilidad de los curriculum vitaes de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea en la web de la Emisora, donde quede explicitada la duración de sus mandatos en el primer caso,	X			En la página WEB de la Compañía se establece la composición del Directorio y la duración de sus mandatos. Adicionalmente se expone una síntesis de la trayectoria de los miembros del Directorio y gerentes de primera línea en los prospectos enviados a la CNV.
II.5.2.7 constata la existencia de un plan de sucesión del Órgano de Administración y de gerentes de primera línea.	X			Los miembros del órgano del Directorio son elegidos por Asamblea de Accionistas. El Código establece el mecanismo de selección, evaluación y reemplazo del Gerente General y ejecutivos clave. Adicionalmente la Compañía cuenta con la herramienta mencionada en el punto II.1.1.6 para sucesión de los Gerentes de primera línea.

II.5. 3 De considerar relevante agregar políticas implementadas realizadas por el Comité de Nombramientos de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior.
Recomendación II.6: Evaluar la conveniencia de que miembros del Órgano de Administración y/o síndicos y/o consejeros de vigilancia desempeñen funciones en diversas Emisoras.	X			La Compañía no establece límite sino que en su Código de Gobierno instruye a los miembros del Directorio a informar de cualquier cargo, remunerado o no, o prestación de servicio a título personal que desempeñe en empresas competidoras. Adicionalmente establece el deber de lealtad, mantener la confidencialidad de los asuntos de la compañía e informar cualquier situación que entrañe un conflicto de interés para la toma de decisiones. A lo largo del ejercicio no se verificaron violaciones.
Recomendación II.7: Asegurar la Capacitación y Desarrollo de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora.
II.7.1 La Emisora cuenta con Programas de Capacitación continua vinculado a las necesidades existentes de la Emisora para los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea, que incluyen temas acerca de su rol y responsabilidades, la gestión integral de riesgos empresariales, conocimientos específicos del negocio y sus regulaciones, la dinámica de la gobernanza de empresas y temas de responsabilidad social empresaria. En el caso de los miembros del Comité de Auditoría, normas contables internacionales, de auditoría y de control interno y de regulaciones específicas del mercado de capitales. Describir los programas que se llevaron a cabo en el transcurso del año y su grado de cumplimiento.	X			Se ha desarrollado el Programa de Capacitación con foco en Desarrollo de Habilidades de Liderazgo, Integridad y Compliance, Desarrollo de Habilidades técnicas y cumplimiento de la formación en Seguridad e Higiene. El foco fueron los Gerentes, Mandos Medios y Analistas Sr en posiciones clave. Como diferencial, se sumó el personal operativo que fue capacitado en los aspectos técnicos que aseguren la disponibilidad de los activos. Asimismo, personal clave asiste a posgrados en el ITBA y se capacita a auditores del Sistema Integrado de Gestión, entre otros. Durante el ejercicio 2018 el Director de Asuntos Legales y Compliance se certificó internacionalmente en Compliance y se dictaron capacitaciones en Integridad y Compliance para Directores, Comité de Auditoría, Comisión Fiscalizadora, Gerentes de primera línea, Gerentes, Mandos Medios y personal de sede.
II.7.2 La Emisora incentiva, por otros medios no mencionadas en II.7.1, a los miembros de Órgano de Administración y gerentes de primera línea mantener una capacitación permanente que complemente su nivel de formación de manera que agregue valor a la Emisora. Indicarde quémodolohace.	X			Se incentiva a los gerentes de primera línea y ejecutivos clave a mantener una capacitación permanente a través de la cobertura de cursos de posgrado o especializaciones (en instituciones reconocidas) que generan valor agregado a la Compañía. Adicionalmente se contratan cursos para darse con la modalidad “In Company” por capacitadores reconocidos del sector.

PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL	PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL	PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL	PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL	PRINCIPIO III. AVALAR UNA EFECTIVA POLÍTICA DE IDENTIFICACIÓN, MEDICIÓN, ADMINISTRACIÓN Y DIVULGACIÓN DEL RIESGO EMPRESARIAL
Recomendación III: El Órgano de Administración debe contar con una política de gestión integral del riesgo empresarial y monitorea su adecuada implementación.
III.1 La Emisora cuenta con políticas de gestión integral de riesgos empresariales (de cumplimiento de los objetivos estratégicos, operativos, financieros, de reporte contable, de leyes y regulaciones, otros). Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas.	X			Durante el ejercicio 2018 se publicó, con validación del Comité de Auditoría, una nueva Política de Gestión de Riesgos (adicional al Procedimiento de Gestión de Riesgos). Ésta adopta el modelo COSO ERM 2017, incluye una matriz de riesgos de toda la Compañía.. La matriz es una herramienta dinámica que se reevalúa anualmente y que implica la identificación de controles y el diseño de planes a acción para llevar los riesgos al nivel aceptable por la Compañía, supervisado por el Comité de Auditoría.
III.2 Existe un Comité de Gestión de Riesgos en el seno del Órgano de Administración o de la Gerencia General. Informar sobre la existencia de manuales de procedimientos y detallar los principales factores de riesgos que son específicos para la Emisora o su actividad y las acciones de mitigación implementadas. De no contar con dicho Comité, corresponderá describir el papel de supervisión desempeñado por el Comité de Auditoría en referencia a la gestión de riesgos. Asimismo, especificar el grado de interacción entre el Órgano de Administración o de sus Comités con la Gerencia General de la Emisora en materia de gestión integral de riesgos empresariales.	X			Durante el ejercicio 2018 se incorporó dentro de la Dirección de Calidad, un Responsable de Gestión de Riesgos, quien coordina el Programa de Gestión de Riesgos como parte del Sistema Integrado de Gestión de la Compañía y supervisa el cumplimiento de los planes de acción que surgen para mitigar los riesgos identificados, reportando los resultados al Comité de Auditoría y la alta dirección. El Gerente General supervisa la gestión de riesgos e interactúa con el Directorio y Comité de Auditoría. La Matriz de Riesgos de la compañía se encuentra en proceso de sistematización en una herramienta de gestión que permitirá generar reportes, configurar flows de aprobación, mapeo de controles y alertas automáticas de vencimientos de planes de acción.
III.3 Hay una función independiente dentro de la Gerencia General de la Emisora que implementa las políticas de gestión integral de riesgos (función de Oficial de Gestión de Riesgo o equivalente). Especificar.	X	X		Durante el ejercicio 2018 se incorporó dentro de la Dirección de Calidad, un Responsable de Gestión de Riesgos, quien coordina el Programa de Gestión de Riesgos como parte del Sistema Integrado de Gestión de la Compañía, reportando el resultado de dicha gestión al Comité de Auditoría.

III.4 Las políticas de gestión integral de riesgos son actualizadas permanentemente conforme a las recomendaciones y metodologías reconocidas en la materia. Indicar cuáles (Enterprise Risk Management, de acuerdo al marco conceptual de COSO – Committee of sponsoring organizations of the Treadway Commission –, ISO 31000, norma IRAM 17551, sección 404 de la Sarbanes-Oxley Act, otras).	X	X		Las políticas de gestión integral de riesgos de la Compañía se basan en las recomendaciones y metodología basada en Enterprise Risk Management, de acuerdo al marco conceptual COSO y durante el 2018 fueron revisadas para adaptarlas al marco COSO ERM 2017.
III.5 El Órgano de Administración comunica sobre los resultados de la supervisión de la gestión de riesgos realizada conjuntamente con la Gerencia General en los estados financieros y en la Memoria anual. Especificar los principales puntos de las exposiciones realizadas		X		La Memoria enuncia la implementación del Procedimiento de Gestión de Riesgos pero aún no contempla la comunicación respecto de la supervisión de la gestión de riesgos y del seguimiento de los planes de acción implementados. El Comité de Auditoría se expide anualmente acerca de su competencia en la supervisión de la Gestión de Riesgos.
PRINCIPIO IV. SALVAGUARDAR LA INTEGRIDAD AUDITORÍAS INDEPENDIENTES				DE LA INFORMACION FINANCIERA CON
Recomendación IV: Garantizar la independencia y transparencia de las funciones que le son encomendadas al Comité de Auditoría y al Auditor Externo.
IV.1. El Órgano de Administración al elegir a los integrantes del Comité de Auditoría teniendo en cuenta que la mayoría debe revestir el carácter de independiente, evalúa la conveniencia de que sea presidido por un miembro independiente.	X	X		El Código de Gobierno indica la forma de elección de los miembros del Comité de Auditoría para que sea representativo respecto de los grupos de accionistas. Los mismos podrán ser Directores o Síndicos, respetando dichos recaudos de elección. La Compañía, de acuerdo al Reglamento de Comité de Auditoría, integra el Comité con mayoría de Directores independientes y es presidido por un miembro que reviste dicho carácter

IV.2 Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría o al Presidente del Órgano de Administración y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno. Indicar si el Comité de Auditoría o el Órgano de Administración hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de independencia de su labor profesional, entendiéndose por tal que los profesionales a cargo de tal función son independientes de las restantes áreas operativas y además cumplen con requisitos de independencia respecto a los accionistas de control o entidades relacionadas que ejerzan influencia significativa en la Emisora. Especificar, asimismo, si la función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo a las normas internacionales para el ejercicio profesional de la auditoría interna emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA).	X			Existe una función de auditoría interna que reporta al Comité de Auditoría y que es responsable de la evaluación del sistema de control interno y de recomendar mejoras al mismo. El Comité hace una evaluación anual sobre el desempeño del área de auditoría interna y el grado de independencia de su labor profesional, en instancia de la aprobación del informe de su gestión anual y presentación del plan anual para el ejercicio siguiente. La función de auditoría interna realiza su trabajo de acuerdo a las normas internacionales para el ejercicio profesional de la misma emitidas por el Institute of Internal Auditors (IIA). El Auditor Interno a cargo del área cuenta con la Certificación CIA (Certified Internal Auditor) emitida por el IIA.
IV.3 Los integrantes del Comité de Auditoría hacen una evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos, designados por la Asamblea de Accionistas. Describir los aspectos relevantes de los procedimientos empleados para realizar la evaluación.	X			La firma de auditoría externa contratada es de reconocida trayectoria e idoneidad (Deloitte). La independencia de los auditores externos es requisito para la prestación del servicio, según lo establecido en el Código de Gobierno de la Compañía. Tanto el Comité de Auditoría como la Comisión Fiscalizadora evalúan el desempeño de los auditores externos al aprobar los estados contables anuales y por períodos intermedios (trimestrales). Está previsto en el Reglamento de Comité de Auditoría la evaluación anual de la idoneidad, independencia y desempeño de los Auditores Externos.
IV.4 La Emisora cuenta con una política referida a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo; y a propósito del último, si la rotación incluye a la firma de auditoría externa o únicamente a los sujetos físicos		X		La Compañía cumple con lo establecido en el artículo 28 de la Sección VI del Capítulo III de las Normas de la CNV para la rotación de los Auditores (la rotación incluye únicamente a los sujetos físicos: firmantes y revisores). A su vez la firma de auditores externos contratada (Deloitte) cuenta con sus propias normas de rotación. No se ha establecido una política de rotación de miembros de la Comisión Fiscalizadora, quienes puedenser reelectos.

PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS	PRINCIPIO V. RESPETAR LOS DERECHOS DE LOS ACCIONISTAS
Recomendación V.1: Asegurar que los accionistas tengan acceso a la información de la Emisora.
V.1.1 El Órgano de Administración promueve reuniones informativas periódicas con los accionistas coincidiendo con la presentación de los estados financieros intermedios. Explicitar indicando la cantidad y frecuencia de las reuniones realizadas en el transcurso del año.	X			Los accionistas están en permanente contacto con la Compañía a través de comunicaciones con los miembros del Directorio y adicionalmente a través del responsable de relación con inversores para consultas puntuales. Las dos clases de accionistas de la Compañía han participado en la designación de los miembros del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, por lo que la totalidad de los accionistas tiene pleno conocimiento permanente por su intermedio de la gestión y fiscalización de la sociedad, y de su situación económica y financiera. En tal sentido el Directorio se reúne mensualmente a aprobar los reportes de gestión y trimestralmente a aprobar los estados contables de períodos intermedios y anuales que comunica y pone en consideración de la Asamblea.
V.1.2 La Emisora cuenta con mecanismos de información a inversores y con un área especializada para la atención de sus consultas. Adicionalmente cuenta con un sitio web que puedan acceder los accionistas y otros inversores, y que permita un canal de acceso para que puedan establecer contacto entre sí. Detallar.	X			La Compañía cuenta con el área de Finanzas, especializada para la atención de consultas de los inversores a través de su mail a investors@genneia.com.ar. Adicionalmente cuenta con el sitio web www.genneia.com.ar al que pueden acceder los accionistas, otros inversores y público en general, que permite un canal de acceso para que puedan establecer contacto y visualizar información relevante. A su vez se puede acceder públicamente a la información remitida a la Autopista de la Información Financiera de la CNV.
Recomendación V.2: Promover la participación activa de todos los accionistas.
V.2.1 El Órgano de Administración adopta medidas para promover la participación de todos los accionistas en las Asambleas Generales de Accionistas. Explicitar, diferenciando las medidas exigidas por ley de las ofrecidas voluntariamente por la Emisora a sus accionistas.	X			Todos los accionistas son notificados en forma personal (de la convocatoria a asambleas, además de las convocatorias que se publican ante la CNV, Bolsa de Comercio de Buenos Aires y Mercado Abierto Electrónico en cumplimiento de la normativa aplicable). El Directorio promueve la participación de los accionistas en las Asambleas, de acuerdo a las comunicaciones mencionados en el punto V.1.1.
V.2.2 La Asamblea General de Accionistas cuenta con un Reglamento para su funcionamiento que asegura que la información esté disponible para los accionistas, con suficiente antelación para la toma de decisiones. Describir los principales lineamientos del mismo.	X			El Estatuto Social y el Acuerdo de Accionistas vigente establecen el funcionamiento de la Asamblea de Accionistas. Asimismo, y con mayor detalle, el Código de Gobierno de la Compañía establece, además de la celebración, convocatoria, quórum y procedimiento de votación, temas más específicos como, trato equitativo, suministro y revelación de información, orden del día, etc.

V.2.3 Resultan aplicables los mecanismos implementados por la Emisora a fin que los accionistas minoritarios propongan asuntos para debatir en la Asamblea General de Accionistas de conformidad con lo previsto en la normativa vigente. Explicitar los resultados.	X			Los asuntos a ser tratados en las asambleas son propuestos por el Directorio. Ambas clases de accionistas nominan a los integrantes del Directorio, quienes pueden proponer los puntos del orden del día de asambleas que crean convenientes. Adicionalmente, los accionistas pueden efectuar las consultas y propuestas que estimen convenientes relacionadas a los puntos del orden del día que se están tratando en la Asamblea. Para lo cual, el Presidente les da la palabra para que desarrollen sus consultas y luego, los comentarios efectuados como sus respuestas son transcriptas en el acta correspondiente.
V.2.4 La Emisora cuenta con políticas de estímulo a la participación de accionistas de mayor relevancia, tales como los inversores institucionales. Especificar.				N/A – La Compañía no cuenta con inversores institucionales entre sus accionistas.
V.2.5 En las Asambleas de Accionistas donde se proponen designaciones de miembros del Órgano de Administración se dan a conocer, con carácter previo a la votación: (i) la postura de cada uno de los candidatos respecto de la adopción o no de un Código de Gobierno Societario; y (ii) los fundamentos de dicha postura.	X			Tanto el Código de Gobierno vigente como sus versiones anteriores, fueron aprobados por unanimidad por el Directorio. Es un compromiso del Directorio de la Compañía implementar buenas prácticas de gobierno corporativo.
Recomendación V.3: Garantizar el principio de igualdad entre acción y voto.	X			La totalidad de las acciones de la Sociedad actualmente en circulación son acciones ordinarias de AR$1 de valor nominal cada una, y que confieren a sus tenedores 1 voto por cada acción. El capital social suscripto y totalmente integrado de la Sociedad asciende a la suma de $ 103.040.496 y se representa en dos clases de acciones ordinarias (“Clase A” y “Clase B”), cada una de ellas representativas del 50 % del capital social y votos de la Sociedad.
Recomendación V.4: Establecer mecanismos de protección de todos los accionistas frente a las tomas de control.	X			Las acciones de la Sociedad no están admitidas al régimen de la oferta pública, y por lo tanto, no corresponde a la fecha el ejercicio de la opción de no adhesión al régimen de oferta pública de adquisición obligatoria de acciones. El acuerdo de accionistas y el estatuto social de la Sociedad prevén mecanismos de ejercicio bajo ciertas condiciones de derechos de “first refusal” y “tag along” por accionistas de la Sociedad, en caso de transferencia de acciones por otros accionistas.
Recomendación V.5: Alentar la dispersión accionaria de la Emisora.	X			La Sociedad cuenta con una suficiente dispersión de su capital social.
Recomendación V.6: Asegurar que haya una política de dividendos transparente.

V.6.1 La Emisora cuenta con una política de distribución de dividendos prevista en el Estatuto Social y aprobada por la Asamblea de Accionistas en las que se establece las condiciones para distribuir dividendos en efectivo o acciones. De existir la misma, indicar criterios, frecuencia y condiciones que deben cumplirse para el pago de dividendos.	X			El actual acuerdo de accionistas y Estatuto Social establece en su artículo decimo el modo de distribución de resultados: Sobre las ganancias realizadas y líquidas que surjan de los estados contables anuales confeccionados de acuerdo a disposiciones legales, reglamentarias y técnicas vigentes se destinarán (i) 5% hasta alcanzar el 20% del capital suscripto para el fondo de reserva legal; (ii) a remuneración del Directorio y Comisión Fiscalizadora. El saldo tendrá el destino que decida la Asamblea. Los dividendos deben ser pagados en proporción a las respectivas integraciones dentro del año de su sanción. Las obligaciones negociables Clase XX emitidas por la Sociedad en el marco de su programa global para la emisión de Obligaciones Negociables y otros endeudamientos financieros vigentes de la Sociedad, restringe la posibilidad de la Compañía de distribuir dividendos.
V.6.2 La Emisora cuenta con procesos documentados para la elaboración de la propuesta de destino de resultados acumulados de la Emisora que deriven en constitución de reservas legales, estatutarias, voluntarias, pase a nuevo ejercicio y/o pago de dividendos. Explicitar dichos procesos y detallar en que Acta de Asamblea General de Accionistas fue aprobada la distribución (en efectivo o acciones) o no de dividendos, de no estar previsto en el Estatuto Social.	X			De acuerdo a lo establecido en el Acta de Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas N°79 de fecha 24/04/18 no se distribuyeron ganancias por el resultado del ejercicio finalizado el 31/12/17 dado que existen pérdidas acumuladas al inicio de dicho ejercicio y por las restricciones para efectuar distribuciones de dividendos que surgen de compromisos asumidos en endeudamientos financieros.
PRINCIPIO VI. MANTENER UN VÍNCULO DIRECTO Y RESPONSABLE CON LA COMUNIDAD
Recomendación VI: Suministrar a la comunidad la revelación de las cuestiones relativas a la Emisora y un canal de comunicación directo con la empresa.
VI.1 La Emisora cuenta con un sitio web de acceso público, actualizado, que no solo suministre información relevante de la empresa (Estatuto Social, grupo económico, composición del Órgano de Administración, estados financieros, Memoria anual, entre otros) sino que también recoja inquietudes de usuarios en general.	X			La Compañía cuenta con un sitio Web www.genneia.com.ar actualizado y de acceso público donde se suministra información relevante y donde adicionalmente los usuarios pueden acercar sus inquietudes o sugerencias a través de un mail de contacto o los números telefónicos habilitados. En la misma página los accionistas pueden acercar sus consultas a través del mail de contacto investors@genneia.com.ar. Adicionalmente se incorporó durante el ejercicio 2018 un formulario para efectuar denuncias nominadas o anónimas y sigue disponible la casilla conducta.empresarial@ggenia.com.ar.

VI.2 La Emisora emite un Balance de Responsabilidad Social y Ambiental con frecuencia anual, con una verificación de un Auditor Externo independiente. De existir, indicar el alcance o cobertura jurídica o geográfica del mismo y dónde está disponible. Especificar que normas o iniciativas han adoptado para llevar a cabo su política de responsabilidad social empresaria (Global Reporting Iniciative y/o el Pacto Global de Naciones Unidas, ISO 26.000, SA8000, Objetivos de Desarrollo del Milenio, SGE 21-Foretica, AA 1000, Principios de Ecuador, entre otras)			X	Las principales iniciativas que se han desarrollado durante el ejercicio se exponen en el apartado 10. de la Memoria.
PRINCIPIO VII. REMUNERAR DE FORMA JUSTA Y RESPONSABLE
Recomendación VII: Establecer claras políticas de remuneración de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora, con especial atención a la consagración de limitaciones convencionales o estatutarias en función de la existencia o inexistencia de ganancias.
VII.1. La Emisora cuenta con un Comité de Remuneraciones:	X			La Compañía cuenta con un Comité de Remuneraciones el cual evalúa y aprueba las propuestas elevadas por la Gerencia General, con el soporte de la Dirección de Recursos Humanos.
VII.1.1 integrado por al menos tres miembros del Órgano de Administración, en su mayoría independientes,		X		Según el Código de Gobierno de la Compañía, deberá estar compuesto por dos miembros como mínimo pero no se les requerirá la condición de independientes, de acuerdo a lo señalado en el punto II.4.1.
VII.1.2 presidido por un miembro independiente del Órgano de Administración,			X	No se les requiere la condición de independientes según lo señalado en el punto anterior y en II.4.1.
VII.1.3 que cuenta con miembros que acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de políticas de recursos humanos,	X			Los integrantes del Comité acreditan suficiente idoneidad y experiencia en temas de recursos humanos.
VII.1.4 que se reúna al menos dos veces por año.	X			Se reúnen al menos semestralmente, donde se presenta y discute la situación salarial de los gerentes de primera línea y del resto del personal en general, o con mayor periodicidad cuando las condiciones lo requieren.

VII.1.5 cuyas decisiones no son necesariamente vinculantes para la Asamblea General de Accionistas ni para el Consejo de Vigilancia sino de carácter consultivo en lo que hace a la remuneración de los miembros del Órgano de Administración.	X			La remuneración del Directorio es establecida por la Asamblea de Accionistas en cuyo caso la opinión del Comité de Remuneraciones resulta consultiva y no vinculante.
VII. 2 En caso de contar con un Comité de Remuneraciones, el mismo:
VII.2.1 asegura que exista una clara relación entre el desempeño del personal clave y su remuneración fija y variable, teniendo en cuenta los riesgos asumidos y su administración.	X			La Compañía cuenta con mecanismos de Compensaciones y Beneficios y de evaluación de Performance que garantizan una clara relación entre el desempeño y la remuneración del personal clave de acuerdo a lo mencionado en el punto II.2.2.
VII.2.2 supervisa que la porción variable de la remuneración de miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea se vincule con el rendimiento a mediano y/o largo plazo de la Emisora.	X			La mecanismos de Compensaciones y Beneficios y de evaluación de Performance mencionados en el apartado anterior y en II.2.2 garantizan una clara relación entre el desempeño, medible en base a objetivos de rendimiento de la Compañía, y la remuneración del personal clave.
VII.2.3 revisa la posición competitiva de las políticas y prácticas de la Emisora con respecto a remuneraciones y beneficios de empresas comparables, y recomienda o no cambios.	X			Anualmente se efectúa una Encuesta de Mercado, donde se analiza la competitividad de la empresa en el mercado y su sector.
VII.2.4 define y comunica la política de retención, promoción, despido y suspensión de personal clave.	X			Las políticas de retención, promoción, suspensión y despido están definidas y comunicadas al personal clave. Ver lo indicado en el punto II.1.1.6.
VII.2.5 informa las pautas para determinar los planes de retiro de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea de la Emisora.		X		El plan de retiro de Directores y gerentes de primera línea se analiza cada caso en particular. Ver lo indicado en el punto anterior y en II.1.1.6.
VII.2.6 da cuenta regularmente al Órgano de Administración y a la Asamblea de Accionistas sobre las acciones emprendidas y los temas analizados en sus reuniones.	X			El Comité luego de cada reunión eleva el acta para su discusión y aprobación al Directorio. Adicionalmente las instrucciones encomendadas a la Dirección de Recursos Humanos se reportan mensualmente a través de la Gerencia General, para dar seguimiento a su gestión.
VII.2.7 garantiza la presencia del Presidente del Comité de Remuneraciones en la Asamblea General de Accionistas que aprueba las remuneraciones al Órgano de Administración para que explique la política de la Emisora, con respecto a la retribución de los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea.	X			Está garantizada la presencia en Asamblea. La remuneración de los miembros del Directorio la fija la Asamblea de Accionistas.

VII. 3 De considerar relevante mencionar las políticas aplicadas por el Comité de Remuneraciones de la Emisora que no han sido mencionadas en el punto anterior.				N/A
VII. 4 En caso de no contar con un Comité de Remuneraciones, explicar cómo las funciones descriptas en VII. 2 son realizadas dentro del seno del propio Órgano de Administración.				N/A
PRINCIPIO VIII. FOMENTAR LA ÉTICA EMPRESARIAL
Recomendación VIII: Garantizar comportamientos éticos en la Emisora.
VIII.1 La Emisora cuenta con un Código de Conducta Empresaria. Indicar principales lineamientos y si es de conocimiento para todo público. Dicho Código es firmado por al menos los miembros del Órgano de Administración y gerentes de primera línea. Señalar si se fomenta su aplicación a proveedores y clientes.	X			Durante el ejercicio 2018 se ha realizado una mejora al Código de Conducta y aprobado el 24 de mayo de 2018por el Órgano de Administración incorporando requisitos de las normas de desempeño del Banco Mundial e introduciendo temas para cumplimiento de la Ley Argentina de Responsabilidad Penal de Personas Jurídicas y la FCPA que luego se desarrollan en políticas específicas también aprobadas por el Directorio. Tanto el Código como las Políticas, entre las que se incluye un Código de Conducta para Proveedores y una Política de Compliance de Proveedores, se encuentran disponibles en la Intranet y en la web de la compañía, en sus versiones en castellano e inglés, haciéndolo extensivo a todas sus subsidiarias, proveedores y clientes. Se ha comunicado a todos los colaboradores, registrando su adhesión y se han dictado capacitaciones. .
VIII.2 La Emisora cuenta con mecanismos para recibir denuncias de toda conducta ilícita o anti ética, en forma personal o por medios electrónicos garantizando que la información transmitida responda a altos estándares de confidencialidad e integridad, como de registro y conservación de la información. Indicar si el servicio de recepción y evaluación de denuncias es prestado por personal de la Emisora o por profesionales externos e independientes para una mayor protección hacia los denunciantes.	X			La Compañía establece en el Código de Conducta una Oficina de Conducta Empresarial, a cargo de Auditoría Interna y Compliance, encargada de recibir los reclamos y denuncias tanto internos como de proveedores y clientes y darles tratamiento, así como para tratar los temas con el Compliance Officer y reportar los casos al Comité de Auditoría, de acuerdo a un protocolo de gestión de denuncias preestablecido. Se reciben tanto personalmente como anónimamente, por correo electrónico conducta.empresarial@genneia.com.ar por la intranet y por formulario digital disponible en el sitio webwww.genneia.com.ar.

VIII.3 La Emisora cuenta con políticas, procesos y sistemas para la gestión y resolución de las denuncias mencionadas en el punto VIII.2. Hacer una descripción de los aspectos más relevantes de las mismas e indicar el grado de involucramiento del Comité de Auditoría en dichas resoluciones, en particular en aquellas denuncias asociadas a temas de control interno para reporte contable y sobre conductas de miembros del Órgano de Administración y gerentes de la primera línea.	X			El protocolo de gestión de denuncias mencionado anteriormente determina las responsabilidades y roles del personal para la recepción, derivación y tratamiento de las actuaciones presentadas. El Comité de Auditoría tiene un rol activo en la comunicación, derivación e instrucción de investigación correspondiente de los casos.
PRINCIPIO IX: PROFUNDIZAR EL		ALCANCE DEL CÓDIGO
Recomendación IX: Fomentar la inclusión de las previsiones que hacen a las buenas prácticas de buen gobierno en el Estatuto Social.		X		Como se menciona en las respuestas anteriores y desde la emisión del primer Código de Gobierno (2008) al vigente se han incluido en el Estatuto Social buenas prácticas como separación de los cargos de Presidente del Directorio y el Gerente General (y definición de sus responsabilidades), funcionamiento de la Asamblea de Accionistas, derechos y obligaciones de los accionistas, política de dividendos (distribución de resultados), responsabilidades, funcionamiento y remuneración del Directorio, designación de personal clave, cuestiones reservadas a evaluación y decisión del Directorio, etc.

(1) Marcar con una cruz si corresponde.

(2) En caso de cumplimiento total, informar de qué modo la Emisora cumple los principios y recomendaciones del Código de Gobierno Societario.

(3) En caso de cumplimiento parcial o incumplimiento justificar el por qué e indicar qué acciones tiene previsto el Órgano de Administración de la Emisora para incorporar aquello que no adopta en el próximo ejercicio o siguientes si las hubiere.

Deloitte & Co. S.A. Florida 234, 5° piso C1005AAF Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina Tel.: (+54-11) 4320-2700 Fax: (+54-11) 4325-8081/43267340 www.deloitte.com/ar

==> picture [148 x 28] intentionally omitted <==

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

(sobre los estados contables consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2018)

Señores Presidente y Directores de

GENNEIA S.A.

CUIT N°: 30-66523411-4 Domicilio legal: Nicolas Repetto 3676, Piso 3°, Olivos Provincia de Buenos Aires

Informe sobre los estados contables consolidados

1. Identificación de los estados contables consolidados objeto de la auditoría

Hemos auditado los estados contables consolidados adjuntos de GENNEIA S.A. (en adelante, mencionada indistintamente como “GENNEIA S.A.” o la “Sociedad”) con sus sociedades controladas (las que se detallan en la nota 2.4 a dichos estados contables consolidados), que comprenden el balance general consolidado al 31 de diciembre de 2018, el estado consolidado de resultados y otros resultados integrales, el estado consolidado de cambios en el patrimonio neto y el estado consolidado de flujos de efectivo por el ejercicio económico finalizado en dicha fecha, así como un resumen de las políticas contables significativas y otra información explicativa incluidas en las notas 1 a 16 y los anexos A y H.

Las cifras y otra información correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2017 son parte integrante de los estados contables consolidados mencionados precedentemente y se las presenta con el propósito de que se interpreten exclusivamente en relación con las cifras y otra información del ejercicio económico actual.

2. Responsabilidad del Directorio de la Sociedad en relación con los estados contables consolidados

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados contables consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”, por su sigla en inglés), e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) a su normativa, como así también del control interno que el Directorio de la Sociedad considere necesario para permitir la preparación de estados contables libres de incorrecciones significativas.

Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. Tº 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2 CUIT N°: 20-20200181-6

Deloitte & Co. S.A. - Registro de Asoc. Profesionales CPCE Prov. Bs. As. - T° 1 Folio 13

2

3. Responsabilidad de los auditores

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión sobre los estados financieros adjuntos basada en nuestra auditoría. Hemos llevado a cabo nuestro examen de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (“NIA”) emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (“IAASB”, por su sigla en inglés) de la Federación Internacional de Contadores (“IFAC”, por su sigla en inglés), adoptadas en Argentina a través de la Resolución Técnica N° 32 de la FACPCE, la cual ha sido aprobada por la Resolución CD N° 3506 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Provincia de Buenos Aires. Dichas normas exigen que cumplamos los requerimientos de ética, así como que planifiquemos y ejecutemos la auditoría con el fin de obtener una seguridad razonable de que los estados contables están libres de incorrecciones significativas.

Una auditoría involucra la aplicación de procedimientos, sustancialmente sobre bases selectivas, para obtener elementos de juicio sobre las cifras y otra información presentadas en los estados contables. Los procedimientos seleccionados, así como la valoración de los riesgos de incorrecciones significativas en los estados contables, dependen del juicio profesional del auditor. Al efectuar dichas valoraciones del riesgo, el auditor tiene en cuenta el control interno pertinente para la preparación y presentación razonable por parte de la Sociedad de los estados contables, con el fin de diseñar los procedimientos de auditoría que sean adecuados en función de las circunstancias y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad. Una auditoría también incluye la evaluación de la adecuación de las políticas contables aplicadas y de la razonabilidad de las estimaciones contables realizadas por el Directorio y la Gerencia de la Sociedad, así como la evaluación de la presentación de los estados contables en su conjunto.

Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y adecuada para nuestra opinión de auditoría.

4. Opinión

En nuestra opinión, los estados contables consolidados mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial consolidada de GENNEIA S.A. con sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2018, así como su resultado integral consolidado, los cambios en su patrimonio neto consolidado y los flujos de su efectivo consolidado correspondientes al ejercicio económico finalizado en esa fecha, de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

• a) Los estados contables consolidados mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con las normas aplicables de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y de la CNV.

• b) Las cifras de los estados contables consolidados mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe surgen de aplicar los procedimientos de consolidación establecidos por las Normas Internacionales de Información Financiera a partir de los estados contables individuales de las sociedades que integran el grupo económico, las que se detallan en la nota 2.4. Los estados contables individuales de la sociedad controlante surgen de sus registros contables que se encuentran pendientes de transcripción a libros rubricados.

• c) Los estados contables consolidados mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe se encuentran transcriptos al libro Inventario y balances de la sociedad controlante.

• d) Como parte de nuestro trabajo, cuyo alcance se describe en el capítulo 3 de este informe, hemos revisado la Reseña informativa requerida por las normas de la Comisión Nacional de Valores, preparada por el Directorio de la Sociedad y sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones significativas que formular.

Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. Tº 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2 CUIT N°: 20-20200181-6

3

• e) En cumplimiento de las normas aplicables de la CNV, informamos las siguientes relaciones porcentuales correspondientes a los honorarios facturados directa o indirectamente por nuestra sociedad profesional:

• i) cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados contables y otros servicios de auditoría prestados a la emisora, y el total de honorarios por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 98%.

• ii) cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados contables y otros servicios de auditoría prestados a la emisora, y el total de servicios de auditoría facturados a la emisora y a sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas: 81%.

• iii) cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados contables y otros servicios de auditoría prestados a la emisora y el total facturado a la emisora y a sus sociedades controlantes, controladas y vinculadas, por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 79%.

• f) Según surge de los registros contables de la Sociedad mencionados en el apartado b) de este capítulo, el pasivo devengado al 31 de diciembre de 2018 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $ 11.318.333 y no era exigible a esa fecha.

• g) Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos de origen delictivo y financiación del terrorismo previstos en Resolución N° 420/2011 de la Junta de Gobierno de la Federación Argentina de Consejo de Profesionales de Ciencias Económicas Consejo Profesional de Ciencias Económicas, en relación con la sociedad controladora.

• h) El presente Informe no tiene validez sin la autenticación de la firma por parte del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Provincia de Buenos Aires.

Provincia de Buenos Aires, 1 de marzo de 2019.

Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N°13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2 CUIT N°: 20-20200181-6

Deloitte se refiere a una o más de las firmas miembro de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una compañía privada del Reino Unido limitada por garantía (“DTTL”), su red de firmas miembro, y sus entidades relacionadas. DTTL y cada una de sus firmas miembro son entidades únicas e independientes y legalmente separadas. DTTL (también conocida como “Deloitte Global”) no brinda servicios a los clientes. Una descripción detallada de la estructura legal de DTTL y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/about.

Deloitte Touche Tohmatsu Limited es una compañía privada limitada por garantía constituida en Inglaterra y Gales bajo el número de compañía 07271800, con domicilio legal en Hill House, 1 Little New Street, London, EC4a, 3TR, United Kingdom.

GENNEIA S.A.

ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

Índice
−	Carátula		1
−	Balances generales consolidados		2
−	Estados de resultados y otros resultados integrales consolidados		3
−	Estados de cambios en el patrimonio neto consolidados		4
−	Estados de flujos de efectivo consolidados		5
−	Notas a los estados contables consolidados:
	1.	Actividad de la Sociedad	6
	2.	Bases de preparación de los estados contables consolidados	12
	3.	Resumen de las principales políticas contables	22
	4.	Juicios críticos en la aplicación de normas contables	33
	5.	Detalle de los principales rubros de los estados contables consolidados	35
	6.	Saldos y operaciones con partes relacionadas	46
	7.	Instrumentos financieros	47
	8.	Capital social	53
	9.	Financiación	54
	10.	Remuneración de la administración	59
	11.	Principales contingencias, reclamos y activos contingentes	59
	12.	Nuevos proyectos	67
	13.	Información consolidada sobre segmentos de negocio	72
	14.	Combinaciones de negocios	74
	15.	Perdidas por deterioro reconocidas durante el año	79
	16.	Hechos posteriores al cierre del ejercicio	80
	17.	Aprobación de los estados contables consolidados	80
−	Anexo A - Evolución de bienes de uso		81
−	Anexo H - Información requerida por el Art. 64, Inc. I.b) de la Ley N° 19.550		82

1

GENNEIA S.A.

Nicolas Repetto 3676 - Piso 3°- Olivos, Provincia de Buenos Aires

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 28 Y 27 INICIADO EL 1 DE ENERO DE 2018 Y 2017 ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

Actividad principal de la Sociedad: generación de energía eléctrica y su comercialización; mediante la construcción, operación y explotación bajo cualquier forma de centrales y equipos para la generación, producción, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica; la comercialización por cuenta propia, por cuenta y orden de terceros o asociada a terceros, de gas natural y/o su capacidad de transporte.

Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio (Inspección General de Justicia): 14 de noviembre de 1991.

Fecha de inscripción en la Dirección General de Personas Jurídicas de la Provincia de Buenos Aires: 19 de septiembre de 2017.

Fecha de la última modificación del estatuto: 24 de abril de 2018 (en proceso de inscripción).

Número de registro en la Dirección General de Personas Jurídicas: Legajo 229169 - Matrícula 134531.

Fecha de finalización del Contrato Social: 14 de noviembre de 2090.

Información sobre documentación en depósito de terceros:

Sujeto encargado del depósito: Plumada S.A.

Domicilio de ubicación: Ruta N° 9, kilómetro 1.593, Colectora Sur, Salta Capital.

Composición del capital al 31 de diciembre de 2018 (Nota 8)

(expresada en pesos)

Suscripto, emitido e integrado Acciones ordinarias Clase “A” escriturales de v/n $1 por acción, con derecho a 1 voto por acción 51.520.248 Acciones ordinarias Clase “B” escriturales de v/n $1 por acción, con derecho a 1 voto por acción 51.520.248 103.040.496

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

2

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

(expresados en miles de pesos - Nota 2.1)

Activo corriente Caja y bancos (Nota 5.a) Inversiones (Nota 5.b) Créditos por ventas (Nota 5.c) Otros créditos (Nota 5.d) Inventarios (Nota 5.e) Total del activo corriente Activo no corriente Créditos por ventas (Nota 5.c) Otros créditos (Nota 5.d) Inversiones (Nota 5.b) Inventarios (Nota 5.e) Llave de negocio (Nota 5.f) Bienes de uso (Anexo A) Activos en concesión (Nota 5.f) Activos intangibles (Nota 5.f) Total del activo no corriente Total del activo Pasivo corriente Cuentas por pagar (Nota 5.g) Préstamos (Nota 5.h) Remuneraciones y cargas sociales (Nota 5.i) Cargas fiscales (Nota 5.j) Otros pasivos (Nota 5.k) Previsiones (Nota 5.l) Total del pasivo corriente Pasivo no corriente Cargas fiscales (Nota 5.j) Otros pasivos (Nota 5.k) Préstamos (Nota 5.h) Pasivo por impuesto diferido (Nota 5.q) Total del pasivo no corriente Total del pasivo Patrimonio neto (según estados respectivos) Capital suscripto Prima de emisión Contribuciones de capital Reserva legal Reserva facultativa Otros resultados integrales Resultados no asignados Patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora Total del pasivo y patrimonio neto	31-Dic-2018	31-Dic-2017
	5.660.551 148.711 1.752.309 2.102.426 40.550	550.640 1.279.896 738.055 162.837 36.510
	9.704.547	2.767.938
	401.139 4.879.372 423.879 354.033 663.029 35.869.497 - 1.229.700	421.410 2.666.702 87.437 156.311 327.981 10.298.388 33.110 674.430
	43.820.649	14.665.769
	53.525.196	17.433.707
	4.860.891 3.460.713 184.047 44.624 284.930 149.399	1.156.555 1.228.287 83.278 83.132 38.946 5.838
	8.984.604	2.596.036
	4.328 265.149 31.332.125 3.206.952	5.479 132.477 8.591.696 1.288.291
	34.808.554	10.017.943
	43.793.158	12.613.979
	103.040 2.861.794 32.048 19.626 465.167 7.219.461 (969.098)	98.134 2.465.721 30.048 996 - 1.741.032 483.797
	9.732.038	4.819.728
	53.525.196	17.433.707

Las notas 1 a 16 y los estados complementarios (Anexos A y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables consolidados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

3

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

(expresados en miles de pesos, excepto importes de resultado por acción expresados en pesos - Nota 2.1)

Ingresos por ventas netas (Nota 5.m) Costo de ventas (Nota 5.n) Utilidad bruta Gastos de comercialización (Anexo H) Gastos de administración (Anexo H) Otros egresos, netos (Nota 5.o) Resultados por inversiones a largo plazo (Nota 5.b) Resultados financieros, netos (Nota 5.p) (Pérdida) utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Nota 5.q) (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión(1) Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad neta del ejercicio Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio Resultado por acción (básico y diluido):	31-Dic-2018	31-Dic-2017
	5.980.735 (2.521.623)	2.646.419 (1.192.610)
	3.459.112 (49.141) (673.304) (400.039) (50.294) (2.747.999)	1.453.809 (21.909) (215.040) (73.551) (1.887) (787.206)
	(461.665) (507.433)	354.216 286.777
	(969.098) 5.478.429	640.993 579.789
	5.478.429	579.789
	4.509.331	1.220.782
	(969.098)	640.993
	(969.098)	640.993
	4.509.331	1.220.782
	4.509.331	1.220.782
	(9,51)	7,56

(1) Corresponde principalmente a la diferencia de cambio resultante del proceso de conversión a moneda de presentación de Genneia S.A. que no es susceptible de reclasificación al resultado del ejercicio en períodos futuros.

Las notas 1 a 16 y los estados complementarios (Anexos A y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables consolidados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

4

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

(expresados en miles de pesos - Nota 2.1)

Saldos al inicio del ejercicio Disposición de la Asamblea General Extraordinaria del 6 de enero de 2017: - Aumento de capital (Nota 8) Disposición de la Asamblea General Extraordinaria del 20 de septiembre de 2017: - Aumento de capital (Nota 8) Disposición de la Asamblea General Extraordinaria del 28 de marzo de 2018: - Aumento de capital (Nota 8) Disposición de la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria del 24 de abril de 2018: - Aumento de reserva legal (Nota 8) - Constitución de reserva facultativa (Nota 8) (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales del ejercicio Saldos al cierre del ejercicio					31	-Dic-2018					atribuible a: Total 4.819.728 - - 402.979 - - (969.098) 5.478.429 9.732.038	31-Dic-2017
		Aportes de los propietarios					Ganancia	s reservadas		Patrimonia
	Capital suscripto	Prima de emisión	Subtotal	Contribuciones de capital	Total	Reserva legal	Reserva facultativa	Otros resultados integrales	Resultados no **asignados **	Propietarios de la controladora		Total
	98.134 - - 4.906 - - - -	2.465.721 - - 396.073 - - - -	2.563.855 - - 400.979 - - - -	30.048 - - 2.000 - - - -	2.593.903 - - 402.979 - - - -	996 - - - 18.630 - - -	- - - - - 465.167 - -	1.741.032 - - - - - - 5.478.429	483.797 - - - (18.630) (465.167) (969.098) - (969.098)	4.819.728 - - 402.979 - - (969.098) 5.478.429		1.950.247 770.500 878.199 - - - 640.993 579.789
	103.040	2.861.794	2.964.834	32.048	2.996.882	19.626	465.167	7.219.461		9.732.038		4.819.728

Las notas 1 a 16 y los estados complementarios (Anexos A y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables consolidados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Carlos Palazón Socio Director titular y autorizado Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

5

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO CONSOLIDADOS

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

(expresados en miles de pesos - Nota 2.1)

Efectivo generado por las operaciones (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Ajustes para conciliar la (pérdida) utilidad neta delejerciciocon el efectivo neto generado por las operaciones: Depreciación de bienes de uso y activos en concesión Amortización de activos intangibles Baja de bienes de uso Impuesto a las ganancias Aumento neto de previsiones Interéses perdidos Interéses pagados Diferencias de cambio y otros Resultado por inversiones a largo plazo Pérdida por desvalorización de valor llave e intangible Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas Otros créditos(3) Inventarios Cuentas por pagar Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Otros pasivos Efectivo neto generado por las operaciones Efectivo aplicado a las actividades de inversión(2) (4) Adquisiciones netas de bienes de uso y activos en concesión Contribuciones de capital en inversiones no corrientes Adquisiciones de subsidiarias neto de efectivo y equivalentes adquiridos (Nota 14) Fondos restringidos Efectivo neto aplicado a las actividades de inversión Efectivo generado por las actividades de financiación(5) Integración de capital y prima de emisión Emisión obligaciones negociables Pago obligaciones negociables Préstamos obtenidos Pago de préstamos Efectivo neto generado por las actividades de financiación Efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre el efectivo Aumento neto del efectivo (1) Efectivo al inicio del ejercicio(1) Efectivo al cierre del ejercicio(1)	31-Dic-2018 (969.098) 1.620.656 108.084 - 507.433 143.561 723.422 (1.099.595) 2.703.300 50.294 258.434 (691.368) (751.149) (4.785) (536.587) 47.662 (38.205) (5.125) 2.066.934 (11.140.799) (197.127) (30.195) - (11.368.121) 402.979 6.851.629 (725.898) 8.043.803 (2.197.739) 12.374.774 905.139 3.978.726 1.830.536 5.809.262	31-Dic-2017
		640.993 805.005 - 1.294 (286.777) 3.706 518.367 (361.303) 464.068 1.887 - (266.030) (292.049) 4.748 95.965 18.780 37.233 34.399
		1.420.286(6) (2.789.757) (83.098) (1.822.683) 77.789
		(4.617.749) 1.648.699 5.463.268 (1.423.812) 1.145.734 (2.638.543)
		4.195.346
		61.599 1.059.482 771.054
		1.830.536

(1) Caja y bancos más inversiones transitorias con vencimiento pactado al momento de su adquisición inferior a tres meses (Nota 3).

(2) Al 31 de diciembre de 2018 el efectivo aplicado a actividades de inversión incluye 67.703 correspondientes a pagos por adquisiciones de bienes de uso efectuadas durante años anteriores y se encuentra neto de 2.831.940 correpondiente a adquisiciones de bienes de uso financiados al cierre del periodo; adicionalmente, incluye pagos por anticipos a proveedores de bienes de uso efectuados en el período por un importe de 3.083.249 y se encuentra neto de pagos por anticipos a provedores de bienes de uso efectuados el año anterior por un importe de 1.677.281. Al 31 de diciembre de 2017 el efectivo aplicado a actividades de inversión incluye 31.373 correspondientes a pagos por adquisiciones de bienes de uso efectuadas durante años anteriores y se encuentra neto de 67.703 correpondiente a adquisiciones de bienes de uso financiados al cierre del ejercicio; adicionalmente, incluye pagos por anticipos a proveedores de bienes de uso efectuados en el período por un importe de 1.498.525 y se encuentra neto de pagos por anticipos a provedores de bienes de uso efectuados el año anterior por un importe de 118.522.

(3) Incluye 503.525 y (297.830) relacionado con el aumento en el fondo para inversiones futuras por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, respectivamente (Nota 11.12).

(4) Incluye 239.208 y 42.277 correspondientes a pagos de intereses capitalizados en activo fijo por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, respectivamente.

(5) Ver la Nota 5.i para una conciliación entre los saldos de inicio y de cierre de los pasivos que surgen de las actividades de financiación.

Las notas 1 a 16 y los estados complementarios (Anexos A y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables consolidados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

6

GENNEIA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 Y 2017

(Cifras expresadas en miles de pesos, excepto donde se indica en forma expresa - Nota 2.1)

NOTA 1 - ACTIVIDAD DE LA SOCIEDAD

GENNEIA S.A. ("GENNEIA" o la "Compañía") es una sociedad anónima constituida de conformidad con la legislación vigente en Argentina, con domicilio social en Nicolás Repetto 3676, 3 ° Piso, Olivos, Provincia de Buenos Aires, Argentina.

Las actividades principales de GENNEIA y sus subsidiarias comprenden tres unidades de negocios: (i) la generación de energía eléctrica de fuentes convencionales; (ii) la generación de energía eléctrica de fuentes renovables y (iii) la comercialización por cuenta propia, por cuenta y orden de terceros o asociada a terceros, de gas natural y/o su capacidad de transporte, y de energía eléctrica a través de la Sociedad y su subsidiaria Enersud Energy S.A. (“ENERSUD”).

Unidad de negocios – Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Convencionales

GENNEIA desarrolla su negocio de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales por medio de nueve centrales de generación termoeléctrica con una capacidad nominal total instalada de 643 MW. Ocho de estas centrales térmicas están conectadas al Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”) y fueron inicialmente desarrolladas dentro de los programas Energía Distribuida I y Energía Distribuida II de Energía Argentina S.A. (“ENARSA”) y la planta Cruz Alta (con una capacidad instalada de 245 MW) que se derivan del esquema de remuneración energética básica establecido en la Resolución N° 19/2017 (según se los detalla más adelante). Por otro lado, las centrales Río Mayo y Gobernador Costa pertenecen a un sistema aislado en la Provincia del Chubut, con 7 MW de potencia instalada. En agosto de 2017, la Compañía notificó a la Provincia de Chubut la terminación de los PPA vigentes a partir de principios de agosto de 2018 o la fecha en que la Provincia de Chubut reciba la posesión de los activos que componen las plantas (Ver la Nota 11.11).

Los programas de generación de energía eléctrica distribuida han sido impulsados por el Gobierno Nacional y por ENARSA en el marco de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 220/07. Con fecha 18 de abril de 2012 la Sociedad celebró con la Secretaría de Energía de la Nación (actualmente, la Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación y en, adelante, la “Secretaría”) un acuerdo marco (el “Acuerdo Marco”), en virtud del cual GENNEIA asumía el compromiso de instalar centrales térmicas por un total de 200 MW hasta el 18 de abril de 2019 (ver Nota 11.12) y la Secretaría instruiría a CAMMESA a suscribir nueve contratos de Abastecimiento MEM con GENNEIA por cada una de las centrales en el marco de la Resolución S.E. N° 220/2007, los cuales tienen un plazo de 10 años a contar desde la habilitación comercial originaria de cada central y los precios son fijados en Dólares Estadounidenses. Los acuerdos establecen un pago por potencia puesta a disposición en dólares estadounidenses por MW-mes y un pago de energía en dólares estadounidenses por MWh aplicable durante la vigencia del contrato.

Bajo tales PPA, la Compañía tiene la obligación de operar y mantener los activos de generación eléctrica sujetos a dichos acuerdos, poner a disposición la potencia y vender electricidad a CAMMESA. La Compañía tiene derecho a recibir tarifas de potencia puesta a disposición de U.S. $ 21.275 por MWm para hacer que nuestros activos de generación estén disponibles para el SADI. La Compañía también tiene derecho a recibir pagos para compensar nuestros gastos variables de operación y mantenimiento, que varían de US $ 7,45 a US $ 10,00 por MWh para la electricidad generada efectivamente por nuestras plantas de energía que usan gas natural y de US $ 10,15 a US $ 14,90 por MWh para electricidad de manera efectiva generado por el uso de combustible diesel. Bajo los PPA, CAMMESA tiene la opción de proporcionarnos todo el combustible necesario para hacer funcionar nuestras plantas de generación de energía térmica.

Sin embargo, de acuerdo con la resolución de la Secretaría de Energía 95/2013, encargó a CAMMESA administrar y suministrar todos los combustibles necesarios para operar nuestras plantas térmicas, por lo que desde junio de 2014 CAMMESA nos ha proporcionado el gas natural y el combustible diesel necesarios para operar nuestras centrales térmicas. Con la Resolución 70/2018 de Noviembre de 2018, la Secretaría de Energía autorizó a los generadores a abastecerse de combustible propio, manteniendo la metodología de fijar precios máximos de los combustibles a ser reconocidos. CAMMESA continua con la gestión de compra de combustible para aquellos generadores que no lo hagan. Los precios máximos de combustibles inicialmente fueron fijados por:

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO- 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

7

• La Resolución SE 46/18 desde Ago-18.

• Luego la Resolución SGE 25/18 aclara que si el gas es abastecido por IEASA con gas de Bolivia, CAMMESA debe considerar el costo de adquisición.

Durante Feb-19, Genneia compró gas natural para las Centrales Térmicas Pinamar y Matheu y obtuvo un margen respecto del Costo Variable Combustible declarado.

Los montos pagaderos a nosotros bajo estos PPA están denominados en dólares estadounidenses y son pagados en pesos al tipo de cambio de referencia mayoritario cotizado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3.500.

Las fechas de vencimiento de los PPA son las siguientes: (i) Pinamar, 15/02/2018, (ii) Matheu, 18/11/2018, (iii) Paraná, 23/06/2019, (iv) Olavarría, 21/09/2019, (v) Concepción del Uruguay I, 20/10/2019, (vi) Concepción del Uruguay II, 29/10/2019; (vii) Las Armas I, 17/11/2019, (viii) Las Armas II, 20/01/2021 y (ix) Bragado I, 15/06/2021. A la fecha de emisión de estos estados financieros, la planta de Pinamar y Matheu se encuentran bajo el esquema de remuneración de energía base establecido bajo la Resolución N° 19/2017.

Asimismo, con fecha 9 de noviembre de 2015, GENNEIA y la Secretaría suscribieron una adenda al Acuerdo Marco, el cual establece que el compromiso de la Sociedad mencionado previamente sea cumplido ya sea mediante la instalación de nuevas centrales de fuente térmica, o alternativamente (en forma total o proporcional), mediante la instalación de una o más nuevas centrales de fuente eólica, y pudiendo destinar la Sociedad a tales fines las sumas acumuladas en el “Fondo de Inversión” creado en virtud del Acuerdo Marco (“CARFON”)(Nota 11.12).

De conformidad con el Acuerdo Marco, el CARFON se financia realizando deducciones a los cargos de potencia en virtud de nuestros PPA con CAMMESA para cada una de nuestras centrales térmicas conectadas al SADI de USD 1.700 por MWm durante los primeros tres años, USD 3.400 por MWm el cuarto año y USD 5.100 por MWm desde el quinto año hasta el vencimiento. Al 31 de diciembre de 2018, los PPA de Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay I y II, Las Armas I y II y la central termoeléctrica Bragado se encuentran en el sexto o siguiente año de sus respectivas fechas de vigencia.

La operación de las centrales de Río Mayo y Gobernador Costa se ha iniciado en junio de 2008 y septiembre de 2009, respectivamente. La energía generada es vendida a la Provincia del Chubut a través de un contrato con plazo de vigencia hasta el 31 de diciembre de 2025. En virtud de dicho contrato, la Provincia del Chubut se ha obligado a pagar mensualmente a GENNEIA (i) un cargo por potencia puesta a disposición, y (ii) un cargo por energía térmica generada cuyo cargo será ajustable semestralmente en función del precio del gas natural.

Los PPA firmados para nuestras plantas de generación de Gobernador Costa y Río Mayo ubicadas en la Provincia de Chubut vencen el 31 de diciembre de 2025. El PPA establece (excepto el caso de una unidad de generación en la planta de Gobernador Costa por el cual se recibe un precio reducido) para el pago, en pesos argentinos ("Ps" o "AR $"), de un cargo de potencia de Ps. 0,095 por kWh y una tarifa para electricidad entregada de Ps. 0,375 por kWh (ambos pueden ajustarse trimestralmente para reflejar los aumentos en los precios del gas natural y el ajuste del dólar estadounidense). Los pagos bajo este PPA están denominados y se pagan en pesos. Con fecha 24 de octubre de 2018, la Sociedad y la Provincia de Chubut celebraron un acuerdo por medio del cual, sin reconocer hechos ni derechos en relación a las sumas exigibles bajo el PPA hasta el 28 de febrero de 2018 ni en relación al multa debida bajo el PPA, las Partes acordaron: (i) un plan de pronto pago de las sumas adeudadas por la Provincia bajo el Contrato y que resulten exigibles a partir del 1 de marzo de 2018 hasta la fecha de entrega de las Centrales a la Provincia; (ii) concretar la devolución de las Centrales y transferencia del personal afectado a las mismas a la Provincia de Chubut el día 28 de febrero de 2019 sujeto al cumplimiento por parte de la Provincia del plan de pagos acordado; y (iii) la negociación del importe y forma de pago por la Provincia de Chubut de la multa por resolución contractual prevista en el PPA. Ver Nota 11.11.

Durante el año 2016 la Sociedad resultó adjudicataria de dos proyectos en el marco del llamado a licitación para instalar nuevas unidades de generación térmica convocado por la Resolución N° 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica. En dicho contexto se ha ampliado la capacidad de generación en la central térmica Bragado en 118 MW, de los cuales 59 MW (Bragado II) ya iniciaron su operación comercial en febrero 2017 y los 59 MW restantes (Bragado III) iniciaron su operación comercial en mayo de 2017. La Sociedad firmó dos PPAs con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada adicional. El plazo máximo de abastecimiento de estos PPAs finalizará el 31 de enero de 2027, en el caso de Bragado II, y el 31 de mayo de 2027, en el caso de Bragado III. La Sociedad le entregó a CAMMESA garantías de cumplimiento de los PPAs por un valor total de USD 8.880.000.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

8

Los términos más destacados de estos PPA son los siguientes: (i) tenemos la obligación de poner a disposición de CAMMESA hasta 60,40 MW de capacidad eléctrica de mayo a octubre de cada año y 58 MW de capacidad eléctrica de noviembre a abril de cada año y entregar la electricidad producida por nuestras unidades de generación de acuerdo con las solicitudes de CAMMESA, (ii) tenemos derecho a recibir tarifas por potencia puesta a disposición de USD 25.000 por MW-Mes para hacer que nuestros activos de generación estén disponibles para el SADI, con respecto a Bragado II, y USD 19.000 por MW-Mes, con respecto a Bragado III, (iii) bajo nuestros PPA, CAMMESA no está obligada a proporcionarnos gas natural o combustible diesel, pero tiene la opción de hacerlo o reembolsarnos el costo del diesel combustible y gas natural realmente utilizados, siempre que la cantidad de combustible utilizado coincida con el consumo específico de combustible garantizado por nosotros. Sin embargo, de acuerdo con las Resoluciones No. 95/2013 y 529/2014 emitidas por la Secretaría de Energía, CAMMESA está a cargo de administrar y suministrar todo el combustible requerido para el funcionamiento de nuestras plantas térmicas; y (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de estos PPA están denominados en dólares estadounidenses y se pagan en pesos al tipo de cambio de referencia mayoritario cotizado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3.500.

Adquisición de Generadora Eléctrica del Tucumán S.A. (de ahora en adelante "GETSA")

El 11 de agosto de 2017 Genneia Desarrollos SA ("GDSA"), una subsidiaria de Genneia SA, adquirió de Pluspetrol Resources Corporation BV y Pluspetrol Resources Corporation, el 100% de las acciones de GETSA, controlando dicha compañía a dicha fecha (ver Nota 13.1). El 1 de septiembre de 2017, la empresa se fusionó con GDSA.

El 21 de octubre de 2013, la Secretaría de Energía emitió la resolución No. 807/2013 que reconoce a GETSA como un Agente Mayorista de Mercado Eléctrico (MEM) como generador.

El 2 de febrero de 2017, la Resolución SEE 19/2017 emitida por el Ministerio de Energía y Minas, estableció que los agentes de MEM (generadores, cogeneradores, autogeneradores) pudieron presentar ofertas de disponibilidad garantizada para suscribir compromisos de disponibilidad garantizada (CoDiG), por unidades de energía generadoras instaladas.

Las ofertas deben ser aceptadas por CAMMESA (que actúa en nombre de los agentes demandantes de electricidad MEM), quienes comprarán la energía bajo los acuerdos de disponibilidad garantizada.

La resolución SEE 19/17 establece que dichos acuerdos podrán asignarse a las empresas de distribución de electricidad y grandes usuarios del MEM una vez que finalice la situación de emergencia del sector eléctrico en Argentina (de acuerdo con el Decreto Nº 134/1995, dicha emergencia fue declarada hasta el 1 de enero de 2018). Los agentes generadores de propiedad del Gobierno argentino están excluidos del alcance de la Resolución SEE 19/17.

El plazo de los acuerdos de disponibilidad garantizada es de 3 años, y sus términos y condiciones generales se establecen en la Resolución SEE 19/17.

La potencia energética será remunerada de acuerdo con un cálculo basado en la potencia mensual disponible, la potencia real disponible, una potencia ofrecida garantizada, la potencia asignada; y la energía generada y operada. La remuneración se calcula en dólares estadounidenses convertibles a pesos argentinos, y las liquidaciones de venta tienen una fecha de vencimiento. La resolución también establece un mecanismo de incentivo de eficiencia operativa para las centrales térmicas sobre la base del cumplimiento de los objetivos de consumo de combustible.

Unidad de Negocios – Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables

En el marco del Proyecto GENREN, lanzado por ENARSA para dar cumplimiento a la Ley 26.190 a comienzos del año 2012, GENNEIA puso en funcionamiento el Parque Eólico Rawson con una potencia instalada de 77,4 MW, en virtud de los correspondientes Contratos GENNEIA – ENARSA del Proyecto Rawson, los cuales comenzaron a regir a partir de la suscripción de los Contratos de Abastecimiento MEM del Proyecto Rawson entre ENARSA y CAMMESA. Tal como lo requieren los términos de licitación emitidos por ENARSA para este proyecto, la Compañía brindó a ENARSA bonos de cumplimiento por un monto total de US $ 12,6 millones.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

9

Los mencionados Contratos, entre otras cuestiones, (i) tienen un plazo de vigencia hasta lo que ocurra primero de (a) 15 años a partir de la entrada en operación comercial de la central respectiva, o (b) la entrega de una cantidad de energía que ENARSA se comprometió adquirir (2.400 GWh para el Parque Eólico Rawson I y 1.425 GWh para el Parque Eólico Rawson II), (ii) cuentan con una opción de ENARSA de realizar una renovación del contrato por un período de 18 meses, siempre y cuando no se hubiese entregado con anterioridad la totalidad de la energía estimada en el respectivo acuerdo y en cuyo caso se extinguirá su vigencia, y (iii) establecen un precio fijo denominado en dólares pagadero en pesos al tipo de cambio de referencia mayoritario cotizado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3.500. (iv) la electricidad efectivamente entregada se compensa a través de una tarifa en dólares estadounidenses por MWh de USD 128,70 para Rawson I y USD 124,20 para Rawson II; la Compañía no tiene derecho a recibir pagos de potencia; (v) establecer que debido a que ENARSA le asignó a la Compañía el derecho de recibir pagos en virtud de los Acuerdos MEM que respaldan cada uno de los PPA de la Compañía con ENARSA, la Compañía recibe pagos bajo estos PPA directamente de CAMMESA. Sin embargo, ENARSA sigue siendo responsable de dichos pagos si CAMMESA no paga y se cumplen ciertas condiciones.

La ley Nº 27.191 publicada en el Boletín Oficial el 21 de octubre de 2015, modificó el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía, originariamente establecido por la ley Nº 26.190 (el “Régimen de Fomento”). Las enmiendas tienen por objeto establecer un marco legal que impulse las inversiones en materia de energías renovables y promueva la diversificación de la matriz energética nacional, ampliando el grado de participación de las fuentes renovables en el mercado eléctrico argentino.

Entre otras cuestiones, la Ley 27.191:

• (i) Establece que, en una primera etapa, se debe alcanzar una participación de las fuentes de energías renovables en el consumo de energía eléctrica nacional del 8% al 31 de diciembre de 2017. Para una segunda etapa, esa participación debería incrementarse hasta lograr una contribución en el consumo de energía eléctrica 20% al 31 de diciembre de 2025.

• (ii) Modifica y amplía el esquema de beneficios impositivos a otorgar a los proyectos elegibles.

• (iii) Crea el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER).

• (iv) Establece obligaciones para los Grandes Usuarios y Grandes Demandas, fijando un objetivo de cumplimiento obligatorio de consumo de energía de fuentes renovables, cuyo incumplimiento individual y efectivo a partir del 31 de diciembre de 2017 derivará en la aplicación de una multa equivalente al costo de generación con gasoil importado.

• (v) Dispone exenciones en materia de acceso y utilización de fuentes de energía renovables.

Con fecha 31 de marzo de 2016, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto Reglamentario 531/2016 de la Ley 27.191, el cual entre otras cuestiones establece:

• (i) Beneficios impositivos promocionales;

• (ii) Regula el funcionamiento del FODER;

• (iii) Regula las alternativas de cumplimiento por los Grandes Usuarios del objetivo de consumo de energía a través de fuentes renovables.

Para cumplir con el desarrollo de la contribución de las energías renovables, la Compañía construyó el proyecto de expansión del parque eólico Rawson, que sumó 24 MW a la capacidad instalada de dicho parque e inició sus operaciones comerciales en diciembre de 2017. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Compañía ha firmado varios PPA nominados en dólares estadounidenses con usuarios industriales en Argentina, por un plazo promedio de 10 a 20 años, comprometiendo la capacidad instalada total de la expansión de Rawson y otros proyectos eólicos como Villalonga II, que la compañía ha incorporado a su cartera de parques eólicos con una capacidad instalada de 3,45 MW. Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) la Compañía tiene la obligación de entregar una cantidad específica de electricidad generada por año a partir de fuentes renovables que el usuario adquirirá; (ii) el usuario industrial pagará una cantidad fija en dólares por MWh (más impuestos), sobre una base de pago o toma, por el 100% de la electricidad efectivamente suministrada independientemente de su consumo real, siempre que no exceda los MWg/ año establecidos, (iii) los montos pagaderos a la Compañía conforme a este PPA están nominados en dólares estadounidenses y se pagan en pesos de acuerdo con el tipo de cambio del vendedor para las transferencias bancarias informadas por el Banco de la Nación Argentina, y si dicha tasa no está disponible , de acuerdo con el tipo de cambio mayorista de referencia informado por el Banco Central de Argentina de conformidad con la Comunicación “A” 3,500 o, si este último no está disponible, de acuerdo con el tipo de cambio informado por el Mercado Abierto Electrónico, y en todos los casos calculados en el día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago efectivo.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

10

Inicio de Operación Comercial “Proyecto PEM I”

El 2 de noviembre de 2018, previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn I. Con una potencia instalada de 71,1 MW, el proyecto que debía finalizarse en mayo de 2019, ha alcanzado su puesta en marcha seis meses antes de lo previsto en el contrato con CAMMESA celebrado en el marco de la Resolución N° 202/16 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación y el Régimen de Fomento de las Energías Renovables establecido por las Leyes N° 26.190 y 27.191.

Inicio de Operación Comercial “Proyecto Eólico Villalonga”

El 7 de octubre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°213, en virtud de la cual, le adjudicó a la Sociedad el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Villalonga de 50 MW, situado en la provincia de Buenos Aires. La fecha comprometida para el inicio de la operación comercial fue mayo de 2019. El 12 de enero de 2017, la subsidiaria de la Sociedad Genneia Vientos Argentinos S.A. celebró un Acuerdo de PPAs denominado en dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada del parque eólico Villalonga sobre la base del modelo de los Acuerdos de PPAs incluidos en la Resolución N° 136.

Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) tenemos la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico sujeto a dichos acuerdos y vender la electricidad a CAMMESA (actuando en representación de los agentes de MEM); (ii) comprometimos 50 MW de potencia; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por la electricidad efectivamente despachada de USD 54,96 por MWh, y un ajuste anual adicional establecido en los PPA como un porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada; (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de los PPA se denominarán en dólares estadounidenses y se pagarán en pesos al tipo de cambio del día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago; y (v) las obligaciones de CAMMESA bajo los PPAs serán garantizadas por el FODER en el que el gobierno argentino es el fiduciante.

Tal como se requiere en el proceso de licitación y el PPA, como socio estratégico financiero, mantendremos, directa o indirectamente, la propiedad de al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital social de Genneia Vientos Argentinos SA con derecho de voto hasta la fecha de operación comercial.

De conformidad con la Resolución N° 136 emitida por el Ministerio de Energía, Genneia Vientos Argentinos S.A. entregó a CAMMESA un seguro de caución por la suma de USD 12.500.000 como garantía del cumplimiento de sus obligaciones bajo el Acuerdo de PPA.

El 19 de diciembre de 2018, con una anticipacion de cinco meses a la fecha comprometida y previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Eólico Villalonga.

Inicio de Operación Comercial “Proyecto Eólico Chubut Norte”

El 7 de octubre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°213 a través de la cual le adjudicó a la Sociedad el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Chubut Norte de 28,3 MW, situado en la Provincia de Chubut. La fecha comprometida para el inicio de la operación comercial fue en abril de 2019. De conformidad con la Resolución N° 136 emitida por el Ministerio de Energía, Genneia Vientos del Sur S.A. entregó a CAMMESA un seguro de caución por la suma de USD 7.087.500 como garantía del cumplimiento de sus obligaciones bajo el Acuerdo de PPA. El 12 de enero de 2017, la subsidiaria de la Sociedad Genneia Vientos del Sur S.A. celebró un Acuerdo de PPAs denominado en dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada del parque eólico Chubut Norte sobre la base del modelo de PPA incluido en la Resolución N° 136.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

11

El PPA vencerá 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorgue la autorización comercial para operar el proyecto en el MEM (fecha de operación comercial). Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) tenemos la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico sujeto a dichos acuerdos y vender la electricidad a CAMMESA (actuando en representación de los agentes de MEM); (ii) comprometimos 28,35 MW de potencia; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por la electricidad efectivamente despachada de USD 66 por MWh, y un ajuste anual adicional establecido en los PPA como un porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada; (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de los PPA se denominarán en dólares estadounidenses y se pagarán en pesos al tipo de cambio del día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago; y (v) las obligaciones de CAMMESA bajo los PPAs serán garantizadas por el FODER en el que el gobierno argentino es el fiduciante.

Tal como se requiere en el proceso de licitación y el PPA, como Socio Estratégico Financiero, mantendremos, directa o indirectamente, la propiedad de al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital social de Genneia Vientos del Sur SA con derecho a vote hasta la fecha de la operación comercial.

El 12 de diciembre de 2018, con una anticipacion de cuatro meses y previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Eólico Chubut Norte.

Mediante la Resolución No. 473-E/2017 emitida el 30 de noviembre de 2017 por el Ministerio de Energía, se le otorgó a la Compañía el derecho de desarrollar los proyectos Chubut Norte III (57,6 MW) y Chubut Norte IV (82,8 MW). La Compañía suscribió un PPA a 20 años denominado en dólares estadounidenses con CAMMESA para toda la capacidad instalada del parque eólico Chubut Norte III y Chubut Norte IV, de acuerdo con el modelo de PPA incluida en la Resolución N ° 275E/2017. (Ver nota 12).

Adquisición de ICERSA - Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.

El 29 de agosto de 2017, la Compañía celebró un contrato de compra de acciones con SIDELI S.A. con respecto al 100% del capital social de Isolux Corsán Energías Renovables S.A. ("ICERSA" ahora Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. "PELBIV"). La transferencia efectiva de acciones y el pago de la compra se realizaron el 29 de noviembre de 2017 (Ver Nota 14.3).

PELBIV es el propietario del Parque Eólico Loma Blanca IV con una capacidad instalada de 51 MW ubicado en Puerto Madryn, Provincia de Chubut.

En diciembre de 2010, Loma Blanca firmó un Acuerdo de Compra de Energía ("PPA") con ENARSA y la Compañía Administradora de Mercado Mayorista Eléctrico ("CAMMESA").

El acuerdo establece, entre otros asuntos, (i) determina un plazo de duración hasta el anterior entre (a) 15 años desde el inicio de la fecha de operación de la planta respectiva, (b) la entrega de la energía complementaria total acordada con ENARSA (2,636 GWh), (ii) otorga a ENARSA la opción de renovar el PPA por otros 18 meses, y (iii) proporciona un precio fijo en dólares estadounidenses pagaderos en pesos argentinos en función de la energía efectivamente despachada. De acuerdo con el PPA para el parque eólico, la Compañía tiene derecho a recibir pagos por USD 127,01 por MWh por la entrega de electricidad; la Compañía no tiene derecho a recibir pagos de capacidad fija.

Adquisición de Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A.

El 9 de abril de 2018, la Compañía aceptó la oferta de venta realizada por 360 Energy SA y Energías Sustentables SA, como vendedores, de las acciones que representan el 100% del capital social y los votos de Ullum I Solar SA, Ullum II Solar SA y Ullum. III Solar SA ("Las Empresas Ullum"). (Ver Nota 14.1)

Las Compañías Ullum son propietarias de tres proyectos de plantas solares ubicadas en la Provincia de San Juan, Argentina, con una capacidad instalada combinada de 82 MW. Las Compañías Ullum tienen acuerdos de compra firmados con CAMMESA por 20 años denominados en dólares, otorgados en la ronda 1 de la licitación de RENOVAR.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

12

El 19 de diciembre de 2018, con la autorización de CAMMESA, la Planta Solar Fotovoltaica Ullum I y la Planta Solar Fotovoltaica Ullum II entraron en operación comercial. Por su parte, el 22 de diciembre de 2018, con la autorización de CAMMESA, entró en operación comercial la planta fotovoltaica solar Ullum III.

Unidad de Negocios – Comercialización de gas natural, de transporte de gas y energía eléctrica

GENNEIA realizaba la totalidad de las actividades de comercialización de gas natural, transporte de gas y energía eléctrica a través de su sociedad controlada ENERSUD. Sin embargo, a raíz de que GENNEIA obtuvo con fecha 7 de noviembre de 2013 la inscripción en el Registro del Mercado Mayorista de Gas Natural y en el Registro de Comercializadores, a partir de enero de 2014 una parte importante de dichas actividades fueron transferidas a GENNEIA.

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

2.1. Bases de preparación

Los presentes estados contables consolidados de GENNEIA y sus sociedades controladas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 han sido elaborados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB”, por su sigla en inglés), y de acuerdo con las Normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”). La adopción de la totalidad de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés) fue resuelta por la Resolución Técnica 26 (texto ordenado) de la FACPCE.

Los importes y otra información correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2017 son parte integrante de los estados contables consolidados mencionados precedentemente y tienen el propósito de que se lean sólo en relación con esos estados contables.

2.2. Normas contables aplicadas

Los estados contables consolidados han sido preparados bajo la base del costo histórico, excepto para ciertos instrumentos financieros que se miden al valor razonable al final del período o ejercicio. El costo histórico es generalmente basado en el valor razonable de la contraprestación entregada a cambio de activos.

El valor razonable es el precio que se recibiría por vender un activo o se pagaría para transferir un pasivo en una transacción ordinaria entre participantes del mercado en la fecha de medición, independientemente de si ese precio es directamente observable o estimado usando otra técnica de valuación.

Al estimar el valor razonable de un activo o un pasivo, la Compañía toma en cuenta las características del activo o pasivo si los participantes en el mercado tuvieran en cuenta esas características al fijar el precio del activo o pasivo en la fecha de medición. Además, para fines de información financiera, las mediciones del valor razonable se clasifican en el Nivel 1, 2 o 3 en función del grado en que las variables de las mediciones del valor razonable sean observables y la importancia de las variables para la medición del valor razonable en su totalidad, que se describen de la siguiente manera:

• Las variables de nivel 1 son precios cotizados (no ajustados) en mercados activos para activos o pasivos idénticos a los que la Compañía puede acceder en la fecha de medición;

• Las variables de nivel 2 son variables, distintas de los precios cotizados incluidos en el nivel 1, que son observables para el activo o pasivo, ya sea directa o indirectamente; y

• Las variables de nivel 3 son variables no observables para el activo o pasivo.

Las políticas contables principales se describen en la Nota 3.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

13

La preparación de estados contables consolidados, cuya responsabilidad es de la Dirección de la Sociedad, requiere efectuar ciertas estimaciones contables y que los administradores realicen juicios al aplicar las normas contables. Las áreas con mayor grado de complejidad y que requieren mayores juicios, o aquellas en las que las asunciones o estimaciones resultan significativas se detallan en la Nota 4.

2.3. Normas e Interpretaciones emitidas

2.3.1 Nuevos estándares emitidos adoptados por la compañía e impacto de la adopción

Las Normas e Interpretaciones o modificaciones a los mismos, publicadas por el IASB, que fueron adoptadas a partir del año que comienza el 1 de enero de 2018, son las siguientes: i) NIIF 9 (2014) Instrumentos financieros; (ii) CINIIF 22 Reconocimiento de transacciones en moneda extranjera por pagos anticipados; (iii) Ciclo anual de mejoras a las NIIF (ciclo 2014-2016).

El impacto de la adopción de la NIIF 9 y las nuevas políticas contables se describe a continuación. Los otros estándares no tuvieron un impacto significativo en las políticas contables de la Compañía y no requirieron ajustes retroactivos.

• La NIIF 9 Instrumentos financieros introduce cambios y nuevos requisitos para la clasificación, medición y baja de activos y pasivos financieros, deterioro de instrumentos financieros y contabilidad de coberturas.

Clasificación y medición

La NIIF 9 requiere que todos los activos financieros reconocidos que estén dentro del alcance de la NIC 39 Instrumentos financieros-Reconocimiento y medición, se midan posteriormente al costo amortizado o valor razonable. Específicamente, las inversiones de deuda que se mantienen dentro de un modelo comercial cuyo objetivo es recolectar los flujos de efectivo contractuales, y que tienen flujos de efectivo contractuales que son únicamente pagos de capital e intereses sobre el capital, generalmente se miden al costo amortizado al final de los subsiguiente períodos contables. Todas las otras inversiones de deuda e inversiones de capital se miden a su valor razonable al final de los períodos contables posteriores.

El efecto más significativo de la NIIF 9 con respecto a la clasificación y medición de los pasivos financieros se refiere a la registración de cambios en su valor razonable (medidos a valor razonable con cambios en resultados), atribuible a cambios en el riesgo de crédito de ese pasivo. Específicamente, de acuerdo con la NIIF 9, para pasivos financieros medidos a valor razonable con cambios en resultados, el importe del cambio en el valor razonable del pasivo financiero, que es atribuible a cambios en el riesgo de crédito de ese pasivo, se presenta en otro resultado integral, a menos que el reconocimiento de los efectos de los cambios en el riesgo de crédito del pasivo en otro resultado integral genere o amplíe un desajuste contable en el resultado del periodo. Los cambios en el valor razonable atribuibles al riesgo de crédito de un pasivo financiero no se reclasifican posteriormente a resultados. Anteriormente, según la NIC 39, el importe total del cambio en el valor razonable del pasivo financiero medido a valor razonable a través de resultados se presentaba en resultados.

Con base en la evaluación realizada, la Sociedad considera que los nuevos requerimientos de clasificación no tienen un impacto significativo sobre la contabilización de sus activos y pasivos financieros. La evaluación de los modelos de negocio fue efectuada al 1° de enero de 2018 y luego aplicada retrospectivamente a los activos financieros que no han sido dereconocidos antes de esta fecha. Los préstamos y cuentas por cobrar se mantienen para obtener los flujos de efectivo contractuales que representan únicamente pago de capital e intereses, por lo tanto, cumplen los criterios para ser medidos a costo amortizado bajo NIIF 9.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

14

Deterioro

El nuevo modelo de deterioro requiere el reconocimiento de provisiones por deterioro basadas en pérdidas crediticias esperadas ("ECL") y no solo pérdidas crediticias incurridas, como es el caso de la NIC 39. Se aplica a los activos financieros clasificados a costo amortizado, instrumentos de deuda medidos en FVOCI, activos contractuales según la NIIF 15 Ingresos procedentes de contratos con clientes, cuentas por cobrar de arrendamiento, compromisos de préstamo y ciertos contratos de garantía financiera. Con base en las evaluaciones realizadas hasta la fecha, la Dirección de la Sociedad considera que la aplicación del modelo ECL de la NIIF 9 no ha tenido un impacto significativo en sus estados contables.

Contabilidad de cobertura

La NIIF 9 introduce un nuevo modelo de contabilidad de coberturas, con el objetivo de alinear la contabilidad más estrechamente con las actividades de gestión de riesgos de las compañías y establecer un enfoque más basado en principios. El nuevo enfoque permitirá reflejar mejor las actividades de gestión de riesgos en los estados financieros, permitiendo que más elementos sean elegibles como elementos cubiertos: componente de riesgo de partidas no financieras, posiciones netas y exposiciones agregadas (es decir, una combinación de una exposición no derivada y un derivado).

Al 31 de diciembre de 2018 y 2017, la Sociedad no ha celebrado contratos de derivados de cobertura.

Las normas e interpretaciones o modificaciones de las mismas, publicadas por el IASB y adoptadas por la FACPCE y por la CNV, que han sido aplicadas de manera anticipada por la Sociedad a partir del ejercicio comenzado el 1 de enero de 2016, son las siguientes: (i) NIIF 15 – ingresos de actividades procedentes de contratos con clientes y Aclaraciones a la NIIF 15, (ii) NIIF 16 – reconocimiento, medición y presentación de arrendamientos.

La NIIF 15 aborda los principios para reconocer ingresos y establece los requisitos para informar sobre la naturaleza, cantidad, oportunidad, incertidumbre de ingresos y flujos de efectivo que surgen de los contratos con clientes e introduce un enfoque de 5 pasos para el reconocimiento de ingresos. El principio básico implica el reconocimiento de los ingresos que representan la transferencia de bienes o servicios a los clientes a un monto que refleja la consideración del derecho que la entidad espera tener a cambio de esos bienes o servicios. Se ha agregado una orientación mucho más prescriptiva en la NIIF 15 para tratar con escenarios específicos.

La NIIF 16 define un arrendamiento como un contrato, o parte de un contrato, que transfiere el derecho a usar un activo (el activo subyacente) durante un período de tiempo a cambio de una contraprestación. Según esta norma, los arrendatarios deben reconocer un pasivo por arrendamiento que refleje los pagos futuros del arrendamiento y un "activo por derecho de uso" para los contratos de arrendamiento. Este es un cambio significativo en comparación con la NIC 17 en virtud de la cual los arrendatarios deben hacer una distinción entre un arrendamiento financiero (en el balance) y un arrendamiento operativo (fuera del balance). La NIIF 16 contiene una exención opcional para los arrendatarios en el caso de los arrendamientos y arrendamientos a corto plazo cuando el activo subyacente es de bajo valor.

La Compañía ha aplicado la NIIF 15 y la NIIF 16 de acuerdo con el enfoque transitorio totalmente retrospectivo, utilizando para la NIIF 16 los recursos prácticos de la NIIF 16. C3 en virtud del cual la Compañía no está obligada a reevaluar si un contrato es, o contiene, un arrendamiento a la fecha de la aplicación inicial y, en cambio, la Compañía puede aplicar esta Norma para los contratos que se identificaron previamente como arrendamientos aplicando la NIC 17 Arrendamientos y la IFRIC 4 determinando si un Arreglo contiene un Arrendamiento, y no para aplicar esta norma a contratos no identificados previamente como que contienen un arrendamiento que aplica la NIC 17 y la NIC 4.

Además de proporcionar revelaciones más extensas sobre las transacciones de ingresos de la Compañía de acuerdo con la NIIF 15, la adopción de las normas e interpretaciones o modificaciones a ellas mencionadas en los párrafos anteriores no tuvo un impacto significativo en los estados financieros individuales de la Compañía a partir de y para los años terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

15

2.3.2 Nuevos estándares emitidos no adoptados a la fecha

La Sociedad no adoptó las NIIF emitidas que se detallan a continuación, dado que su aplicación no es exigida o no han sido adoptadas por la FACPCE al cierre del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2018:

CINIIF 22	Transacciones en moneda extranjera y contraprestación anticipada(1)
Modificaciones a la NIIF 10 y NIC 28	Venta o contribución de activos entre un inversor y su asociada o
	negocio conjunto(5)
Modificaciones a las NIIFs	Mejoras anuales al ciclo de las NIIF 2014-2016(1)
CINIIF 23	Incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto sobre la renta(1)
Modificaciones a la NIIF 9	Funciones de prepago con compensación negativa(1)
Modificaciones a la NIC 20	Intereses a largo plazo en empresas asociadas y negocios conjuntos(1)
NIIF 17	Contratos de seguros(4)
Modificaciones a la NIC 19	Modificación, reducción o liquidación del plan(1)
Modificaciones a las NIIFs	Mejoras anuales al ciclo de las NIIF 2015-2017(1)
NIIF 3 Aclaración	Definición de un negocio(3)
Modificaciones a la NIC 1 y NIC 8	Definición de Material(2)
Marco Conceptual	Marco conceptual revisado para la información financiera(3)

(1) Efectivo para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2019, con aplicación anticipada permitida.

(2) Efectivo para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2020, con aplicación anticipada permitida.

(3) Efectivo para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2020.

(4) Efectivo para los ejercicios fiscales que comiencen a partir del 1 de enero de 2021.

(5) Fecha efectiva diferida indefinidamente.

• Modificaciones a la NIIF 9 - Las características de pago anticipado con compensación negativa son una consecuencia involuntaria de la noción de 'compensación adicional razonable'. Las enmiendas permiten a los activos financieros con una opción de prepago que podría resultar en que el titular de la opción reciba una compensación por terminación anticipada para cumplir con la condición SPPI si se cumplen los criterios especificados.

Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2019 y se permite su aplicación anticipada.

• Modificaciones a la NIC 28: los intereses a largo plazo en asociadas y negocios conjuntos aclaran que la NIIF 9, incluidos sus requisitos de deterioro, se aplican a los intereses a largo plazo en asociadas y negocios conjuntos que forman parte de la inversión neta de una entidad en estas participadas. Al aplicar la NIIF 9 a los intereses a largo plazo, una entidad no tiene en cuenta los ajustes a su valor en libros requerido por la NIC 28.

Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2019 y se permite su aplicación anticipada.

• La CINIIF 22 (Transacciones en moneda extranjera y pagos adelantados) aclara la contabilidad de las transacciones que incluyen el recibo o el pago de la contraprestación anticipada en una moneda extranjera cuando una entidad reconoce un activo no monetario o un pasivo no monetario que surge del pago o recibo de consideración anticipada antes de que la entidad reconozca el activo, gasto o ingreso relacionado. La fecha de la transacción, con el propósito de determinar el tipo de cambio, es la fecha de reconocimiento inicial del activo de prepago no monetario o del pasivo por ingresos diferidos. Si hay varios pagos o recibos por adelantado, se establece una fecha de transacción para cada pago o recibo.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

16

La IFRIC 22 es aplicable a los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2018. Se permite su aplicación anticipada. Las entidades pueden aplicar la Interpretación de forma retrospectiva o prospectiva. Las disposiciones de transición específicas se aplican a la aplicación prospectiva. La Compañía aplicará esta Interpretación prospectivamente a todos los activos, gastos e ingresos en el alcance de la Interpretación inicialmente reconocida en o después del comienzo del período de presentación de reporte en el que la entidad aplica la Interpretación por primera vez.

• Las enmiendas a la NIIF 10 y la NIC 28 tratan las situaciones en las que hay una venta o contribución de activos entre un inversor y su asociado o empresa conjunta.

La NIC 28 y la NIIF 10 se han modificado para reflejar los siguientes:

• Las ganancias y pérdidas resultantes de transacciones que involucran activos que no constituyen un negocio entre un inversionista y su asociada o negocio conjunto se reconocen en la medida en que el interés del inversor no relacionado en el asociado o negocio conjunto.

• Las ganancias o pérdidas de transacciones posteriores que involucren activos que constituyen un negocio entre un inversionista y su asociada o negocio conjunto deben reconocerse en su totalidad en los estados financieros del inversionista.

En diciembre de 2015, el IASB pospuso la fecha de vigencia de estas modificaciones indefinidamente en espera del resultado de su proyecto de investigación sobre el método contable de la equidad. Aún se permite la aplicación anticipada de estas modificaciones.

• CINIIF 23 - La incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto a la renta aclara la contabilidad de las incertidumbres en los impuestos a la renta. La interpretación debe aplicarse a la determinación de la ganancia fiscal (pérdida tributaria), las bases tributarias, las pérdidas tributarias no utilizadas, los créditos tributarios no utilizados y las tasas impositivas, cuando existe incertidumbre sobre los tratamientos de impuestos a la renta según la NIC 12.

Los principales aspectos aclarados por la interpretación son:

• (i) Si los tratamientos fiscales deben considerarse colectivamente. Se requiere que una entidad emplee su juicio para determinar si cada tratamiento fiscal debe considerarse independientemente o si algunos tratamientos fiscales deben considerarse juntos. La decisión debe basarse en qué enfoque proporciona mejores predicciones de la resolución de la incertidumbre.

• (ii) Supuestos para los exámenes de las autoridades tributarias. Una entidad debe asumir que una autoridad fiscal con el derecho de examinar cualquier monto que se le informe examinará esos montos y tendrá pleno conocimiento de toda la información relevante cuando lo haga.

• (iii) Determinación de la ganancia fiscal (pérdida fiscal), bases fiscales, pérdidas fiscales no utilizadas, créditos fiscales no utilizados y tasas impositivas.

• Una entidad debe considerar si es probable que la autoridad pertinente acepte cada tratamiento tributario, o grupo de tratamientos tributarios, que usó o planea usar en su presentación del impuesto a la renta.

• Si la entidad concluye que es probable que se acepte un tratamiento fiscal particular, la entidad tiene que determinar la ganancia tributable (pérdida tributaria), las bases fiscales, las pérdidas fiscales no utilizadas, los créditos fiscales no utilizados o las tasas impositivas de manera consistente con el tratamiento fiscal incluido en sus ingresos. declaraciones de impuestos.

• Si la entidad concluye que no es probable que se acepte un tratamiento fiscal particular, la entidad tiene que usar la cantidad más probable o el valor esperado del tratamiento fiscal al determinar la ganancia fiscal (pérdida fiscal), las bases fiscales, las pérdidas fiscales no utilizadas, Créditos fiscales no utilizados y tasas impositivas. La decisión debe basarse en qué método proporciona mejores predicciones de la resolución de la incertidumbre.

• (iv) Efecto de cambios en hechos y circunstancias.

Una entidad tiene que reevaluar sus juicios y estimaciones si los hechos y circunstancias cambian.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

17

La IFRIC 23 es efectiva para los periodos anuales que se inician a partir del 1 de enero de 2019. Se permite su aplicación anticipada.

• Las enmiendas a la NIC 19 Modificación, reducción o liquidación establecen que (i) si se produce una modificación, reducción o liquidación del plan, ahora es obligatorio que el costo del servicio actual y el interés neto para el período posterior a la nueva medición se determinen utilizando los supuestos utilizados para la nueva medición; y (ii) además, se han incluido enmiendas para aclarar el efecto de una enmienda, reducción o liquidación del plan en los requisitos con respecto al techo de activos.

Una entidad aplica las enmiendas a las enmiendas, reducciones o liquidaciones del plan que se producen en o después del comienzo del primer período de presentación de informes anual que comienza en o después del 1 de enero de 2019. La aplicación anticipada está permitida pero debe ser divulgada.

• El Ciclo anual de mejoras a las NIIF 2015-2017 modificó las siguientes cuatro normas:

• NIC 12 Impuesto a las ganancias;

• NIC 23 Costos por préstamos;

• NIIF 3 Combinaciones de negocios; y

• NIIF 11 Acuerdos conjuntos.

Todas las enmiendas son efectivas para los períodos anuales que comiencen en o después del 1 de enero de 2019, y se permite su aplicación anticipada.

NIC 12 Impuesto a las ganancias

Las modificaciones aclaran que una entidad debe reconocer los efectos del impuesto a las ganancias de los dividendos en la ganancia o pérdida, otro resultado integral o patrimonio según donde la entidad originalmente reconoció las transacciones que generaron los beneficios distribuibles. Este es el caso, independientemente de si se aplican tasas impositivas diferentes a los beneficios distribuidos y no distribuidos.

Cuando una entidad aplica por primera vez esas modificaciones, las aplicará a los efectos del impuesto a las ganancias de los dividendos reconocidos en o después del comienzo del primer período comparativo.

NIC 23 Costos por préstamos

Las enmiendas aclaran que si un préstamo específico permanece pendiente después de que el activo relacionado esté listo para su uso o venta previsto, ese endeudamiento pasa a formar parte de los fondos que una entidad toma en préstamo de forma general al momento de calcular la tasa de capitalización de los préstamos generales.

Una entidad aplicará esas modificaciones a los costos por préstamos incurridos en o después del comienzo del período anual sobre el que la entidad aplica por primera vez esas modificaciones.

NIIF 3 Combinaciones de negocios

Las modificaciones a la NIIF 3 aclaran que cuando una entidad obtiene el control de una empresa que es una operación conjunta, aplica los requisitos para una combinación de negocios lograda en etapas, incluida la nueva medición de su interés previamente mantenido (IPM) en la operación conjunta al valor razonable. El IPM que se volverá a medir incluye cualquier activo, pasivo y fondo de comercio no reconocido relacionado con la operación conjunta.

Una entidad aplicará esas modificaciones a las combinaciones de negocios para las cuales la fecha de adquisición sea en o después del comienzo del primer período de presentación de informes anuales que comience en o después del 1 de enero de 2019.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

18

NIIF 11 Acuerdos conjuntos

Las modificaciones a la NIIF 11 aclaran que cuando una parte que participa en, pero no tiene el control conjunto de una operación conjunta que es una empresa obtiene el control conjunto de dicha operación conjunta, la entidad no vuelve a medir su IPM en la operación conjunta.

Una entidad aplicará esas modificaciones a las transacciones en las que obtenga control conjunto a partir del inicio del primer período anual de información que comience el 1 de enero de 2019 o posteriormente.

• El IASB ha emitido 'Definición de un negocio (Modificaciones a la NIIF 3)' destinado a resolver las dificultades que surgen cuando una entidad determina si ha adquirido un negocio o un grupo de activos. Las modificaciones en la Definición de un negocio (Enmiendas a la NIIF 3) son modificaciones al Apéndice A Términos definidos, la guía de aplicación y los ejemplos ilustrativos de la NIIF 3 solamente. Ello contempla:

• aclarar que para ser considerado un negocio, un conjunto adquirido de actividades y activos debe incluir, como mínimo, una entrada y un proceso sustantivo que juntos contribuyan significativamente a la capacidad de crear productos;

• restringir las definiciones de un negocio y las salidas de los productos al centrarse en los bienes y servicios proporcionados a los clientes y al eliminar la referencia a la capacidad de reducir costos;

• agrega orientación y ejemplos ilustrativos para ayudar a las entidades a evaluar si se ha adquirido un proceso sustantivo;

• eliminar la evaluación de si los participantes del mercado son capaces de reemplazar cualquier insumo o proceso faltante y continuar produciendo productos y/o servicios;

• agrega una prueba de concentración opcional que permita una evaluación simplificada de si un conjunto adquirido de actividades y activos no es un negocio.

Las modificaciones son efectivas para las combinaciones de negocios para las cuales la fecha de adquisición es en o después del comienzo del primer período de reporte anual que comienza en o después del 1 de enero de 2020.

• El IASB ha emitido 'Definición de Material (Modificaciones a la NIC 1 y NIC 8)' para aclarar la definición de 'significativo' y para alinear la definición utilizada en el Marco Conceptual y las normas en sí.

Las enmiendas son efectivas para los períodos de reporte anual que comienzan en o después del 1 de enero de 2020. Se permite la aplicación anticipada.

• El Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB) ha publicado una versión revisada del “Marco Conceptual para la Información Financiera”. Se incluyen las definiciones revisadas de un activo y un pasivo, así como nuevas guías sobre medición y baja en cuentas, presentación y revelación. El nuevo Marco Conceptual no constituye una revisión sustancial del Marco Conceptual actual. En cambio, el IASB se centró en temas que aún no estaban cubiertos o que mostraban deficiencias obvias que debían abordarse.

El Marco Conceptual no tiene una fecha de vigencia establecida y el Consejo comenzará a usarlo inmediatamente.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

19

Referencias al marco conceptual

Junto con el Marco Conceptual revisado, el IASB también ha emitido Enmiendas a las Referencias al Marco Conceptual en las NIIF. El documento contiene modificaciones a la NIIF 2, NIIF 3, NIIF 6, NIIF 14, NIC 1, NIC 8, NIC 34, NIC 37, NIC 38, CINIIF 12, CINIIF 19, CINIIF 20, CINIIF 22 y SIC-32. No todas las enmiendas, sin embargo, actualizan esos pronunciamientos con respecto a las referencias y citas del marco para que se refieran al Marco Conceptual revisado. Algunos pronunciamientos solo se actualizan para indicar a qué versión del marco al que hacen referencia (el marco IASC adoptado por el IASB en 2001, el marco IASB de 2010 o el nuevo marco revisado de 2018) o para indicar que las definiciones en el estándar tienen no se ha actualizado con las nuevas definiciones desarrolladas en el Marco Conceptual revisado.

Las enmiendas, donde en realidad son actualizaciones, son efectivas para los períodos anuales que comiencen en o después del 1 de enero de 2020.

A la fecha de emisión de estos estados financieros individuales, la Compañía está evaluando el impacto que la adopción de las normas mencionadas anteriormente, cuya vigencia es a partir del 1 de enero de 2019 o posterior, tendrá en los estados financieros consolidados de la Compañía. No es posible proporcionar una estimación razonable del efecto potencial hasta que se haya completado una revisión detallada. La Compañía no adoptará anticipadamente ninguna de estas normas o modificaciones a partir de su fecha de vigencia y la Compañía utilizará las disposiciones de transición incluidas en cada estándar o enmienda.

2.4. Bases de consolidación

Los estados contables consolidados de GENNEIA incluyen los estados contables individuales de la Sociedad y los de sus entidades controladas. Son consideradas controladas cuando la Sociedad tiene poder sobre la entidad, está expuesta, o tiene derecho, a rendimientos variables procedentes de su involucramiento con la entidad y tiene la capacidad de influir en esos rendimientos a través de su poder sobre ésta.

Los principales ajustes de consolidación son los siguientes:

• eliminación de saldos de cuentas de activos y pasivos y de ventas y gastos entre la sociedad controlante y las controladas, de manera que los estados contables exponen los saldos que se mantienen efectivamente con terceros; y

• eliminación de las participaciones en el capital y en los resultados de cada período de las entidades controladas.

Se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre del período o ejercicio considerando los hechos y operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre GENNEIA y la entidad controlada.

En caso de ser necesario, se efectúan ajustes a los estados contables de las entidades controladas para adaptar sus políticas contables a aquellas utilizadas por la Sociedad.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

20

Las informaciones consolidadas expuestas en los presentes estados contables, incluyen las inversiones en las siguientes sociedades controladas:

Actividadprincipal Sociedades controladas: Enersud Energy S.A.U. Industrialización, fraccionamiento y comercialización de gas propano butano vaporizado y/o gas licuado y comercialización de gas natural y transporte para uso industrial o doméstico. Ingentis II Esquel S.A. Producción de energía eléctrica y su comercialización. Genneia Desarrollos S.A.(1) Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Nor Aldyl San Lorenzo S.A. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización, construcción de gasoductos y redes. Nor Aldyl Bragado S.A. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización, construcción de gasoductos y redes. MyC Energía S.A. Generación, producción, desarrollo y comercialización de energías. Genneia Vientos Argentinos S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Genneia Vientos Sudamericanos S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Genneia Vientos Sudoeste S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Genneia Vientos del Sur S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Patagonia Wind Energy S.A. Producción y el desarrollo de energías renovables y su comercialización. Parque Eólico Loma Blanca IV(2) Producción y el desarrollo de energías renovables y su comercialización. Genneia La Florida S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Genneia Vientos Patagónicos S.A. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Ullum I Solar S.A.(3) Producción y el desarrollo de energías renovables y su comercialización. Ullum II Solar S.A.(3) Producción y el desarrollo de energías renovables y su comercialización. Ullum III Solar S.A.(3) Producción y el desarrollo de energías renovables y su comercialización.	% de Participación directa e indirecta
	31-Dic-2018 31-Dic-2017
	100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% - 100% - 100% - 100% - 100% - 100% -

(1) Tal como se describe en la Nota 14.2, el 11 de agosto de 2017, Genneia Desarrollos S.A. adquirió Generadora Eléctrica de Tucuman S.A. y el 1 de septiembre de 2017 esta compañía se fusionó con la adquiriente.

(2) Tal como se describe en la Nota 14.3, el 29 de noviembre de 2017, Genneia S.A. adquirió Isolux Corsán Energías Renovables S.A. (actualmente Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.)

(3) Tal como se describe en la Nota 14.1, el 9 de abril de 2018, Genneia S.A adquirió Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A.

En virtud de que la Sociedad posee el 100% de participación en sus entidades controladas, no existe información a presentar respecto a participaciones no controladoras.

2.5 Combinación de negocios

Las adquisiciones de negocios se contabilizan utilizando el método de adquisición. La contraprestación transferida en una combinación de negocios se mide al valor razonable, que se calcula como la suma de los valores razonables a la fecha de adquisición de los activos transferidos por la Compañía, los pasivos incurridos o asumidos y las participaciones en el patrimonio emitidas por la Compañía a cambio del control de la adquirida. Los costos relacionados con la adquisición generalmente se reconocen en resultados cuando se incurre en ellos.

En la fecha de adquisición, los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos se reconocen a su valor razonable en la fecha de adquisición, excepto para ciertos activos y pasivos medidos de acuerdo con las políticas contables correspondientes.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Director titular y autorizado

21

El valor llave, si lo hay, se mide como el exceso de la suma de la contraprestación transferida, el importe de las participaciones no controladoras en el adquirido y el valor razonable de la participación del adquiriente previamente mantenido en el adquirido (si corresponde) sobre el neto de los montos de la fecha de adquisición de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos.

Si el costo de adquisición excede el monto de los activos netos identificables determinado como se indicó anteriormente, el exceso se considerará un valor llave positivo, mientras que si el costo de adquisición es menor que el monto de los activos netos identificables, la diferencia negativa se tratará como un valor llave negativo de acuerdo con las normas contables profesionales.

El valor de la inversión y, si corresponde, el valor llave (positiva o negativa), debe ajustarse tan pronto como las medidas contables originales de los activos y pasivos identificables de la compañía adquirida tengan que ajustarse si, después de la adquisición, existe evidencia adicional que permite una nueva y mejor estimación de su valor razonable en el momento de la adquisición. La medición contable asignada al valor llave positivo o negativo debe corregirse, como consecuencia de lo anterior, de ser necesario, en la medida en que su ajuste: a) no tome la medición contable del valor llave positivo por encima de su valor recuperable; y b) se lleva a cabo como máximo durante el primer año posterior al año en que se realizó la adquisición.

Ver Nota 14.1 en relación a las adquisiciones de Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A. realizadas durante el año 2018, y Nota 14.2 y 14.3 en relación a la adquisición de Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. e Isolux Corsán Energías Renovables SA realizada durante el año 2017, respectivamente.

2.6 Inversiones en negocios conjuntos

Un negocio conjunto es un acuerdo conjunto mediante el cual las partes que tienen el control conjunto del acuerdo tienen derechos sobre los activos netos del acuerdo conjunto. El control conjunto es el reparto de control acordado por contrato de un acuerdo, que existe solo cuando las decisiones sobre las actividades relevantes requieren el consentimiento unánime de las partes que comparten el control.

Los resultados y los activos y pasivos de los negocios conjuntos se incorporan en estos estados financieros consolidados utilizando el método de la participación patrimonial.

Bajo el método de la participación, una inversión en un negocio conjunto se reconoce inicialmente en el balance general consolidado al costo y se ajusta a continuación para reconocer la participación de la Compañía en la ganancia o pérdida y otros resultados integrales de los negocios conjuntos.

Los negocios conjuntos se han valuado en base a los últimos estados financieros disponibles de estas compañías al cierre del período o ejercicio, tomando en consideración, si corresponde, eventos y transacciones subsiguientes significativos, información de gestión disponible y transacciones entre la Compañía y la compañía relacionada que produzcan cambios en el patrimonio de estos últimos.

En cada fecha de cierre o ante la existencia de signos de deterioro, se determina si existe alguna evidencia objetiva de deterioro en el valor de la inversión en negocios conjuntos. Si este es el caso, la Compañía calcula el monto del deterioro como la diferencia entre el valor recuperable de las empresas conjuntas y su valor en libros, y reconoce la diferencia en "Resultados por inversiones a largo plazo" en el estado de resultados y otros resultados integrales. El valor registrado de las inversiones en negocios conjuntos no excede su valor recuperable.

2.7. Estacionalidad de las operaciones

Excepto por la generación de energía de fuentes convencionales en la que durante la temporada de invierno en Argentina se produce un incremento en la generación basada en combustibles líquidos, las operaciones de la Sociedad no poseen una estacionalidad significativa.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

22

NOTA 3 – RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES

3.1. Moneda funcional, de presentación y efecto impositivo en otros resultados integrales

Bajo NIIF las compañías deben definir su moneda funcional, la cual puede diferir de la moneda de reporte, requiriéndose definir la misma de acuerdo a los criterios establecidos por la NIC 21 “Efectos de las variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera”. En función de lo establecido en la mencionada norma, considerando las principales actividades de la Sociedad y sus subsidiarias según se detallan en la Nota 1, y la moneda del entorno económico primario en el que operan las entidades, la Administración y el Directorio han definido para GENNEIA, Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia Vientos Sudamericanos S.A, Vientos de Necochea S.A., Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A., Ullum III Solar S.A., Genneia Vientos Patagónicos S.A. and Genneia La Florida S.A. el dólar estadounidense como moneda funcional. En función de ello, los estados contables de dichas sociedades, han sido convertidos a dólares de acuerdo al procedimiento establecido en la NIC 21. De acuerdo al procedimiento establecido, los activos y pasivos monetarios son convertidos al tipo de cambio de cierre. Las partidas no monetarias, que se midan en términos de costo histórico, así como los resultados son convertidos utilizando el tipo de cambio de la fecha de la transacción. Los resultados por la conversión de los activos y pasivos monetarios distintos del dólar son reconocidos en el resultado del período en el cual se generan. Para el resto de las sociedades controladas, la Dirección de la Sociedad ha definido al peso como moneda funcional. En estos casos, el ajuste proveniente de la conversión de los estados contables de dichas sociedades e inversiones de peso a dólar se incluyen dentro de los otros resultados integrales.

Adicionalmente, de acuerdo a lo establecido por la Resolución General N° 562 de la CNV, la Sociedad debe presentar sus estados contables en pesos, por lo cual, los montos obtenidos del proceso mencionado precedentemente, deben ser convertidos a pesos, de acuerdo a los criterios establecidos en la NIC 21. De acuerdo a la misma, los activos y pasivos se convertirán al tipo de cambio de cierre correspondiente, los resultados se convertirán al tipo de cambio de la fecha de cada transacción (o, por razones prácticas y, cuando los tipos de cambio no fluctúan significativamente, al tipo de cambio promedio de cada mes), y las diferencias de cambio resultantes se reconocerán en otros resultados integrales.

Los resultados imputados dentro de los Otros resultados integrales relacionados con diferencias de conversión generadas por inversiones en sociedades con moneda funcional distinta del dólar y por la conversión de los estados contables de GENNEIA a su moneda de presentación (pesos), no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación dichas transacciones no tuvieron impacto en la utilidad contable ni impositiva.

3.2. Moneda extranjera

En la preparación de los estados contables individuales, las transacciones en monedas diferentes a la moneda funcional (monedas extranjeras) son registradas a los tipos de cambio vigentes a la fecha de cada transacción. A la fecha de cierre de cada ejercicio, las partidas monetarias denominadas en moneda extranjera son convertidas a los tipos de cambio respecto de la moneda funcional, vigentes a la fecha de cierre de los estados contables. Las diferencias de cambio son reconocidas en el estado de resultados en el ejercicio en que se originaron.

3.3. Instrumentos financieros

Los activos financieros y los pasivos financieros se reconocen cuando una empresa se convierte en parte de las disposiciones contractuales de los instrumentos.

Los activos financieros y los pasivos financieros se miden inicialmente a valor razonable. Los costos de transacción que son directamente atribuibles a la adquisición o emisión de activos financieros y pasivos financieros (distintos de los activos y pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados) se agregan o deducen del valor razonable de los activos financieros de los pasivos financieros, según corresponda, en el reconocimiento inicial. Los costos de transacción directamente atribuibles a la adquisición de activos financieros de pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados se reconocen inmediatamente en resultados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

23

3.4. Activos financieros

Los activos financieros se clasifican en las siguientes dos categorías específicas: "activos financieros medidos a valor razonable a través de ganancias y pérdidas" o "activos financieros medidos a costo amortizado".

• Activos financieros a costo amortizado

Los activos financieros se miden al costo amortizado si se cumplen los dos criterios siguientes: (i) el objetivo del modelo comercial de la Compañía es mantener los activos para cobrar el flujo de efectivo contractual, y (ii) los términos contractuales solo requieren fechas específicas para pago de capital e intereses.

Además, y para los activos que cumplen con las condiciones anteriores, la NIIF 9 contempla la opción de designar, en el momento del reconocimiento inicial, un activo medido a su valor razonable, si hacerlo eliminara o redujera significativamente la inconsistencia en la valoración o el reconocimiento. que podría surgir en el caso de que la valoración de los activos y pasivos o el reconocimiento de ganancias o pérdidas resultantes de los mismos se lleve a cabo sobre bases diferentes. La Compañía no ha designado un activo financiero a valor razonable con esta opción.

A la fecha de cierre de estos estados financieros consolidados, los activos financieros de la Compañía a costo amortizado incluyen ciertos elementos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar comerciales y otras cuentas por cobrar.

• Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Si no se cumple alguno de los dos criterios anteriores, el activo financiero se clasifica como un activo medido "a valor razonable con cambios en resultados".

A la fecha de cierre de estos estados financieros consolidados, los activos financieros de la Compañía a valor razonable con cambios en resultados incluyen fondos mutuos y las inversiones mantenidas en fondos mutuos en la cuenta para futuras inversiones..

Los activos financieros se reconocen en la fecha de negociación, cuando la Compañía se compromete a comprar o vender un activo. El método de reconocimiento es consistente para todas las compras o ventas de activos financieros de la misma categoría. Los activos financieros se reconocen cuando los derechos a recibir flujos de efectivo de las inversiones y los riesgos y beneficios de la propiedad han caducado o se han transferido.

Los activos financieros a costo amortizado se miden inicialmente a su valor razonable, más los costos de transacción. Estos activos devengan intereses según el método de la tasa de interés efectiva.

Los activos financieros a su valor razonable con cambios en resultados se reconocen inicialmente a su valor razonable y los costos de transacción se reconocen como un gasto en el estado del resultado integral. Posteriormente se valoran a valor razonable. Los cambios en los valores razonables y los resultados de las ventas de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados se registran en “Resultados financieros netos” en el estado del resultado integral.

En general, la Compañía utiliza el precio de la transacción para determinar el valor razonable de un instrumento financiero en el reconocimiento inicial. En otros casos, la Compañía registra una ganancia o pérdida en el reconocimiento inicial solo si el valor razonable del instrumento financiero puede ser respaldado por otras transacciones de mercado comparables y observables para el mismo tipo de instrumento o si se basa en una valoración técnica que solo Insumos observables en la información del mercado. Las ganancias o pérdidas no reconocidas en el reconocimiento inicial de un activo financiero se reconocen posteriormente, solo en la medida en que surjan de un cambio en los factores (incluido el tiempo) que los participantes del mercado considerarían al establecer el precio.

Las ganancias / pérdidas en instrumentos de deuda medidos al costo amortizado y no incluidos para fines de cobertura se cargan a resultados cuando los activos financieros se dan de baja o se reconoce una pérdida por deterioro del valor y durante el proceso de amortización utilizando el método de la tasa de interés efectiva. La Compañía reclasifica todas las inversiones en instrumentos de deuda solo cuando su modelo de negocio para administrar esos activos cambia.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

24

3.4.1 Efectivo y equivalentes de efectivo

Incluye caja, depósitos en cuentas de entidades financieras e inversiones de corto plazo con vencimiento hasta tres meses al momento de la adquisición, con riesgo bajo de variación en su valor y que se destinan a atender obligaciones de corto plazo.

Caja y bancos Inversiones corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo	31-Dic-2018 5.660.551 148.711 5.809.262	31-Dic-2017
		550.640 1.279.896
		1.830.536

3.4.2 Método de interés efectivo

El método de interés efectivo es un método de cálculo del costo amortizado de un instrumento de deuda y de la asignación de los ingresos por intereses durante el período relevante. La tasa de interés efectiva es la tasa que descuenta exactamente los ingresos de efectivo futuros estimados (incluidas todas las tarifas y puntos pagados o recibidos que forman parte integral de la tasa de interés efectiva, costos de transacción y otras primas o descuentos) a lo largo de la vida esperada del instrumento de deuda, o, cuando corresponda, un período más corto, hasta el importe en libros neto en el reconocimiento inicial.

Los ingresos se reconocen sobre la base de intereses efectivos para instrumentos de deuda distintos de aquellos activos financieros clasificados como a AFVRCR.

3.4.3 Desvalorización de activos financieros

Los activos financieros son analizados por la Sociedad a la fecha de cierre de cada ejercicio para identificar eventuales reducciones del valor de dichos activos. Los activos financieros son considerados no recuperables cuando existen evidencias objetivas de que uno o más eventos, que ocurrieron después del reconocimiento inicial del activo financiero, han impactado en los flujos de efectivo futuros estimados del activo financiero.

La evidencia objetiva de deterioro podría incluir: dificultades financieras significativas del emisor o la contraparte; o incumplimiento de contrato, como incumplimiento o morosidad en los pagos de intereses o capital; o es probable que el prestatario entre en bancarrota o reorganización financiera; o la desaparición de un mercado activo para ese activo financiero debido a dificultades financieras.

3.4.4 Baja de activos financieros

La Compañía dará de baja un activo financiero solamente cuando vencen los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo de los activos financieros y transfiere los riesgos y ventajas sustanciales inherentes a la propiedad del activo financiero. Si la Compañía no transfiere o retiene sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad y retiene el control sobre el activo transferido, la Compañía reconocerá su interés en el activo y la obligación asociada por los montos pagaderos. Si la Compañía retiene sustancialmente todos los riesgos y ventajas inherentes a la propiedad del activo financiero transferido, la Compañía continuará reconociendo el activo financiero y también reconocerá un préstamo colateral para los recibos.

Al dar de baja un activo financiero en su totalidad, la diferencia entre el valor en libros del activo y la suma de la contraprestación recibida y por cobrar y la ganancia o pérdida acumulada que se haya reconocido en otro resultado integral y se haya acumulado en el patrimonio se reconoce en resultados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

25

Al darse de baja un activo financiero que no sea en su totalidad (por ejemplo, cuando la Compañía retiene una opción para recomprar parte de un activo transferido), la Compañía asigna el importe en libros anterior del activo financiero entre la parte que continúa reconociendo en participación continua, y la parte que ya no reconoce sobre la base de los valores razonables relativos de esas partes en la fecha de la transferencia. La diferencia entre el importe en libros asignado a la parte que ya no se reconoce y la suma de la contraprestación recibida por la parte que ya no se reconoce y cualquier ganancia o pérdida acumulada que se haya reconocido en otro resultado integral se reconoce en resultados o pérdida. Una ganancia o pérdida acumulada que se había reconocido en otro resultado integral se asigna entre la parte que continúa reconociéndose y la parte que ya no se reconoce sobre la base de los valores razonables relativos de esas partes.

3.5. Inventarios

Los materiales y repuestos han sido valuados al costo promedio ponderado, reducido de ser necesario, al valor neto de realización. El valor neto de realización es el precio estimado de venta del inventario menos los costos estimados para concretar la venta. Los materiales y repuestos en tránsito han sido valuados al costo de adquisición.

Con base en las evaluaciones llevadas a cabo por el Directorio de la Sociedad, al 31 de diciembre de 2018 y 2017 no se han registrado previsiones para los inventarios de materiales y repuestos. Dichas evaluaciones contemplaron el estado de conservación, su utilización futura y el valor neto de realización de las existencias.

3.6. Valor llave

El valor llave registrado por la Compañía corresponde a la adquisición de GETSA, Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3 y (Nota 14).

El valor llave corresponde al monto de la contraprestación transferida que excede el costo neto de adquisición en la fecha de adquisición de los activos identificables adquiridos y los pasivos asumidos.

El valor llave no se amortiza, sino que se evalúa su deterioro. A los fines de realizar la prueba de deterioro, el valor llave se asigna a cada una de las unidades generadoras de efectivo de la Compañía que se espera se beneficien de las sinergias de la combinación correspondiente. Las unidades generadoras de efectivo a las que se asigna el valor llave están sujetas a pruebas de deterioro anuales, o más frecuentes, cuando existen indicadores de deterioro. Si el monto recuperable de la unidad generadora de efectivo es menor que el monto contable de la unidad, la pérdida por deterioro se aplica primero a la reducción del valor en libros del valor llave asignado a la unidad y luego se aplica proporcionalmente a los otros activos de la unidad. El valor en libros de cada activo en la unidad de informe se utiliza como base. La pérdida por deterioro reconocida por el valor llave no se revierte en ningún período subsiguiente.

Cualquier pérdida por deterioro del valor llave se reconoce directamente en resultados.

Al momento de la disposición de la unidad generadora de efectivo correspondiente, el monto atribuible al valor llave se incluye en la determinación de la ganancia o pérdida en la disposición.

La Compañía ha reconocido una pérdida por deterioro en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 por el valor llave relacionado con la adquisición de Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3.

3.7. Bienes de uso

• Los terrenos y edificios mantenidos para su uso en producción, abastecimiento de servicios o para propósitos administrativos, maquinarias y equipos, equipos de generación, herramientas, instalaciones, muebles y útiles y rodados, son registrados en el balance general a su costo menos cualquier depreciación acumulada (excepto los terrenos que no son depreciados) y pérdida acumulada por desvalorización subsecuentes.

La depreciación de edificios, máquinas y equipos, equipos de generación, herramientas, instalaciones, muebles y útiles y rodados es reconocida en el resultado de cada ejercicio.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

26

• Las obras propias en curso de construcción a la fecha de cierre de cada ejercicio son registradas al costo, menos cualquier pérdida detectada por desvalorización. Estas propiedades son clasificadas en la categoría apropiada de bienes de uso cuando su construcción se ha completado y están disponibles para su uso.

La depreciación de dichos activos, con la misma base que otros bienes, comienza cuando los activos se encuentran en condiciones de ser usados. La Sociedad ha activado la porción correspondiente de costos financieros (intereses) relacionados con la financiación de terceros a bienes de uso de construcción prolongada.

• Las mejoras efectuadas en bienes de terceros son registradas al costo menos la correspondiente amortización acumulada y las pérdidas por desvalorización acumuladas.

• Los bienes adquiridos a través de contratos de arrendamiento (“leasings”) han sido incorporados al menor valor entre el establecido para la compra del bien al contado y la suma de los valores descontados de las cuotas mínimas del mismo, calculados a la tasa de interés implícita del arrendamiento, con contrapartida en el rubro “Préstamos - leasings” del pasivo corriente y no corriente.

• La depreciación es reconocida como una disminución del costo o valuación de los activos (diferentes de terrenos) menos sus valores residuales al término de sus vidas útiles, utilizando el método de línea recta. Las vidas útiles estimadas y los valores residuales son revisados a cada cierre de ejercicio, considerando el efecto de cualquier cambio en las estimaciones de forma prospectiva.

• Un ítem de bienes de uso se deja de reconocer cuando se da de baja o cuando se estima que no habrá beneficios económicos futuros derivados del uso continuado de ese activo. La pérdida o ganancia derivadas de la baja o el retiro de un ítem de bienes de uso es determinado como la diferencia entre el valor de venta obtenido y el valor contable del activo y es reconocida en el estado individual de resultados y otros resultados integrales.

• Los costos relacionados con las obligaciones de retiro de activos se capitalizan a su valor descontado junto con los activos relacionados, y se deprecian utilizando el método de la unidad de producción. Como compensación, se reconoce un pasivo por este concepto al valor estimado de los importes pagaderos descontados. Los cambios futuros en el costo de abandono, la vida útil de los activos y su estimación de abandono, así como los cambios en las regulaciones relacionadas con el abandono, que no se pueden predecir a la fecha de emisión de estos estados financieros individuales, podrían afectar el valor de las obligaciones de abandono y, en consecuencia, el activo relacionado, que afecta los resultados de las operaciones futuras.

3.8. Activos en concesión - Contratos de concesión de servicios

El valor de los activos para las centrales de generación de Río Mayo y Gobernador Costa, según se indica en la Nota 1, se reconoce de acuerdo con las disposiciones de la CINIIF 12 "Acuerdos de concesión de servicios". Los activos que cumplen con ciertos requisitos establecidos por la CINIIF 12, que a juicio de la Administración de la Compañía se cumplen en las instalaciones mencionadas en los párrafos anteriores, se reconocen como activos intangibles.

Estos activos se encuentran valuados a su costo de adquisición neto de la amortización acumulada. Como se menciona en la Nota 1 y 11.11, en agosto de 2017 la Compañía notificó a la Provincia de Chubut la terminación de este PPA vigente a partir de principios de agosto de 2018 o la fecha en que la provincia de Chubut reciba la posesión de las plantas.

Estos activos se depreciaron utilizando el método de línea recta durante el período de la concesión y a partir de la notificación de terminación, se deprecian en el período contractual restante que la Compañía tiene para continuar operando las plantas hasta agosto de 2018.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

27

3.9. Activos intangibles

3.9.1 Activos intangibles adquiridos por separado

Incluye principalmente los costos de adquisición de nuevos proyectos. Las políticas contables para el reconocimiento y la medición de estos activos intangibles se describen a continuación.

Los activos intangibles adquiridos se reconocen inicialmente a su valor razonable en la fecha de adquisición (que se considera su costo).

Con posterioridad al reconocimiento inicial, los activos intangibles adquiridos se informan al costo menos las pérdidas por deterioro acumuladas.

3.9.2 – Activos intangibles adquiridos en una combinación de negocios

Corresponde a los activos intangibles adquiridos en la combinación de negocios de ICERSA, Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 como se detalla en la Nota 14, relacionados con los PPA que dicha sociedades tienen con CAMMESA, y se reconocen por separado del valor llave y se reconocen inicialmente a su valor razonable en la fecha de adquisición (que se considera como su costo).

Con posterioridad al reconocimiento inicial, los activos intangibles adquiridos en una combinación de negocios se registran al costo menos la amortización acumulada y las pérdidas acumuladas por deterioro, en la misma base que los activos intangibles que se adquieren por separado.

La Compañía ha reconocido una pérdida por deterioro en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 por el intangible relacionado con la adquisición de Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3.

3.10. Desvalorización de activos tangibles e intangibles no corrientes que no son Valor llave

Al cierre de cada ejercicio, la Sociedad revisa el valor contable de sus activos tangibles e intangibles para determinar si hay algún indicio de que estos activos pudieran estar deteriorados. Si existe algún indicio de deterioro, la Sociedad estima el valor recuperable de los activos con el objeto de determinar el monto de la pérdida por desvalorización, si correspondiera. Cuando no resulta posible estimar el valor recuperable de un activo individual, la Sociedad estima el valor recuperable de la unidad generadora de efectivo a la cual dicho activo pertenece. Cuando puede ser identificada una base consistente y razonable de imputación, los activos corporativos son también alocados a una unidad generadora de efectivo individual o, de otra forma, son alocados al grupo más pequeño de unidades generadoras de efectivo para las cuales puede ser identificada una base consistente de imputación.

En la evaluación de deterioro, los activos que no generan flujo efectivo independiente son agrupados en una unidad generadora de efectivo apropiada.

El valor recuperable es el mayor entre el valor razonable menos los gastos de venta y su valor de uso. En la determinación del valor de uso, los flujos de fondos futuros estimados son descontados a su valor presente utilizando una tasa de descuento antes de impuestos que refleja las evaluaciones actuales del mercado respecto al valor del dinero en el tiempo y los riesgos específicos del activo para el cual los flujos de fondos futuros estimados no han sido ajustados.

3.11. Pasivos

La Sociedad reconoce un pasivo cuando posee una obligación presente (exigible legalmente como consecuencia de la ejecución de un contrato o de un mandato contenido en una norma legal) resultante de un evento pasado y cuyo monto adeudado puede ser estimado de manera fiable.

3.12. Pasivos financieros

Los pasivos financieros son clasificados como al valor razonable con cambios en resultados o como otras deudas financieras.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

28

Las otras deudas financieras, inicialmente medidas a valores razonables, neta de costos de cada operación, son medidas al costo amortizado utilizando el método de la tasa efectiva de interés. El cargo por interés ha sido imputado al rubro “Costos financieros” del estado individual de resultados y otros resultados integrales.

Los pasivos financieros al valor razonable con cambios en los resultados han sido registrados a su valor razonable, reconociendo cualquier ganancia o pérdida surgida de la revaluación en el estado de resultados y otros resultados integrales. La ganancia o pérdida neta reconocida en resultados se expone en la línea “Resultados financieros, netos” del estado individual de resultados y otros resultados integrales.

La Sociedad da de baja los pasivos financieros (o una parte de los mismos) únicamente cuando se hayan extinguido las obligaciones, esto es, cuando las obligaciones hayan sido pagadas, canceladas o prescriptas.

La diferencia entre el valor registrado del pasivo financiero dado de baja y el monto pagado y a pagar se imputa a resultados.

3.13. Otros pasivos

Otros pasivos financieros, incluyendo préstamos y otras cuentas por pagar, se reconocen inicialmente a su valor razonable, neto de los costos directamente atribuibles a su adquisición (incluyendo todas las comisiones y gastos pagados o recibidos que forman parte integral de la tasa de interés efectiva, costos de transacción y otras primas o descuentos).

Con posterioridad al reconocimiento inicial, otros pasivos financieros se miden al costo amortizado utilizando el método de interés efectivo, reconociéndose los ingresos por intereses en función del rendimiento efectivo.

Los pasivos financieros se clasifican como pasivos corrientes a menos que la Compañía tenga un derecho incondicional a diferir su liquidación por más de 12 meses a partir de la fecha del balance.

El valor presente estimado de la obligación de retiro de activos se registra como un pasivo, con un aumento correspondiente en el valor en libros del activo relacionado, sujeto a depreciación. El pasivo registrado se incrementa cada período fiscal debido al paso del tiempo y este cambio se carga a la ganancia o pérdida neta. La obligación de retiro de activos también puede aumentar o disminuir debido a cambios en el tiempo estimado de los flujos de efectivo, cambios en la tasa de descuento y / o cambios en los costos no descontados estimados originales. Los aumentos o disminuciones en la obligación darán como resultado un cambio correspondiente en el valor en libros del activo relacionado. Los costos reales incurridos en la liquidación de la obligación de retiro de activos se cargan contra la obligación de retiro de activos hasta el importe del pasivo registrado. La Compañía descuenta los costos relacionados con las obligaciones de retiro de activos utilizando la tasa de descuento que refleja la evaluación actual del mercado del valor del dinero en el tiempo y los riesgos específicos de los pasivos que no se han reflejado en las estimaciones del flujo de efectivo. Las obligaciones de retiro de activos se vuelven a medir en cada período a fin de reflejar las tasas de descuento vigentes en ese momento.

3.14. Previsiones

Las previsiones se reconocen cuando la Sociedad tiene una obligación presente (ya sea legal o implícita) como resultado de un suceso pasado por el cual es probable que tenga que cancelar dicha obligación y pueda efectuar una estimación fiable del importe a pagar.

El importe reconocido como previsión es la mejor estimación del desembolso necesario para cancelar la obligación presente, al final del ejercicio sobre el que se informa, teniendo en cuenta los riesgos y las incertidumbres correspondientes a la obligación. Cuando se mide una previsión usando el flujo de efectivo estimado para cancelar la obligación presente, su importe en libros representa el valor actual de dicho flujo de efectivo.

Cuando se espera la recuperación de algunos o todos los beneficios económicos requeridos para cancelar una previsión, se reconoce una cuenta por cobrar como un activo si es virtualmente seguro que se recibirá el desembolso y el monto de la cuenta por cobrar puede ser medido con fiabilidad.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Carlos Palazón Socio Director titular y autorizado Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

29

La Sociedad ha sido demandada en ciertos litigios judiciales de índole laboral, civil o comercial. Las previsiones para contingencias son constituidas con base en la evaluación del riesgo y las posibilidades de ocurrir una pérdida son mayores. La evaluación de las probabilidades de pérdida está basada en la opinión de los asesores legales de la Sociedad y su Dirección.

3.15. Reconocimiento de ingresos

La Sociedad obtiene sus ingresos principalmente de los contratos de generación y venta de energía y comercialización y transporte de gas natural.

Los ingresos derivados de la generación de energía eléctrica y comercialización y transporte de gas natural se miden al valor razonable de la contraprestación recibida o por cobrar especificada en el contrato con el cliente y excluye los montos recaudados en nombre de terceros y se registran como ventas cuando se realizan y transfieren control del producto o servicio al cliente. Para tal fin, deben cumplir con los siguientes criterios: existe un acuerdo con el cliente, el precio es fijo o determinable, el servicio se prestó y la cobranza está razonablemente asegurada.

Las principales actividades de ingresos son las siguientes:

Generación de energía eléctrica a partir de fuentes convencionales:

La Compañía reconoce los ingresos en función de la potencia mensual disponible por MW y el despacho de energía para cada planta. Dichas actividades se reconocen como una obligación de desempeño satisfecha en el tiempo, medida por hora para la potencia puesta a disposición y despacho de energía, y luego los ingresos se reconocen por separado para estas actividades mensualmente de acuerdo con los PPA. La Compañía no tiene otras obligaciones de desempeño una vez que se haya puesto a disposición la potencia y se haya despachado la energía. La Administración de la Compañía ha evaluado que las obligaciones de desempeño se satisfacen con el tiempo dado que el cliente recibe y consume simultáneamente los beneficios proporcionados por el desempeño de la Compañía a medida que se realiza. La contraprestación se determina contractualmente y se asigna entre estas actividades en función de sus precios de venta contractuales. Ambas actividades se facturan y pagan mensualmente de acuerdo con las fechas de vencimiento contractuales establecidas.

Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables:

La Compañía reconoce los ingresos basados en el despacho de energía para cada parque eólico y solar. Dicha actividad se reconoce como una obligación de desempeño satisfecha en el tiempo, medida por horas, y luego los ingresos se reconocen mensualmente de acuerdo con los PPA. La Compañía no tiene otras obligaciones de desempeño una vez que la energía ha sido despachada. La Administración de la Compañía ha evaluado que las obligaciones de desempeño se satisfacen con el tiempo dado que el cliente recibe y consume simultáneamente los beneficios proporcionados por el desempeño de la Compañía a medida que se realiza. La contraprestación se determina contractualmente en función de los precios de venta contractuales. Esta actividad se factura y paga mensualmente de acuerdo con las fechas de vencimiento contractuales establecidas.

Comercialización y capacidad de transporte de gas natural y electricidad :

Los ingresos se reconocen cuando el gas natural y la capacidad de transporte se transfieren al cliente. Tales actividades se reconocen como una obligación de desempeño satisfecha en el tiempo, ya que el gas natural o la capacidad de transporte se transfieren al cliente. La Compañía no tiene otras obligaciones de desempeño una vez que el gas natural o la capacidad de transporte hayan sido transferidos al cliente. La Administración de la Compañía ha evaluado que las obligaciones de desempeño se satisfacen con el tiempo dado que el cliente recibe y consume simultáneamente los beneficios proporcionados por el desempeño de la Compañía a medida que se realiza.

Los ingresos por intereses son reconocidos en base a rendimientos calculados por el método de la tasa de interés efectiva.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

30

3.16. Arrendamientos

La identificación de un arrendamiento se efectúa bajo un modelo de control, distinguiendo los arrendamientos y los acuerdos de servicios sobre la base de si existe un activo identificado controlado por el cliente. El control existe si el cliente posee (i) el derecho de obtener sustancialmente todos los beneficios económicos de la utilización del activo identificado, y (ii) el derecho de dirigir como es utilizado el activo.

Los activos que califican en arrendamiento requieren el reconocimiento de un derecho de uso del activo y un pasivo por arrendamiento a la fecha de comienzo del mismo, excepto para aquellos arrendamientos de corto plazo o de bajo valor de los activos.

El derecho de uso del activo es inicialmente reconocido al costo y subsecuentemente medido a costo (sujeto a ciertas excepciones) menos la depreciación acumulada y las pérdidas por desvalorización, de existir, ajustados por cualquier remedición del pasivo por arrendamiento.

El pasivo por arrendamiento es inicialmente reconocido al valor actual de los pagos del arrendamiento que son pagados en dicho momento inicial; con posterioridad, el pasivo por arrendamiento es ajustado por interés (reconocido como gasto financiero) y los pagos del arrendamiento, así como por el impacto de modificaciones al arrendamiento, entre otros.

La Sociedad no tiene acuerdos por arrendamientos significativos al 31 de diciembre de 2018 y 2017.

3.17. Costos financieros

Los costos financieros directamente atribuibles a la adquisición, construcción o producción de activos que requieren, necesariamente, de un período de tiempo sustancial antes de estar listos para su uso o para la venta, son activados, formando parte del costo de dichos activos, hasta el momento que se encuentren sustancialmente listos para su uso.

El resto de los costos financieros son reconocidos como gastos en el ejercicio en que se incurren.

3.18. Impuestos a las ganancias y a la ganancia mínima presunta

3.18.1 Impuesto a las ganancias corriente y diferido

El cargo por impuesto a las ganancias representa la suma del impuesto corriente y del impuesto diferido.

3.18.1.1 Impuesto corriente

El impuesto a pagar corriente es determinado sobre el resultado imponible del año. El pasivo por impuesto corriente de la Sociedad es calculado utilizando la tasa impositiva vigente a la fecha de cierre de cada ejercicio. El cargo por impuesto corriente es calculado sobre la base de las normas impositivas vigentes en Argentina.

El 29 de diciembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Reforma Tributaria, Ley N° 27.430, que entró en vigencia al día siguiente de su publicación en el Boletín Oficial, siendo uno de los principales cambios la reducción de la alícuota tributaria del impuesto sobre las ganancias corporativas no distribuidas del 35% a: (i) 30% para los períodos comprendidos entre el 1 de enero de 2018 y el 31 de diciembre de 2019 y (ii) el 25% a partir del 1 de enero de 2020. Esta nueva regulación tiene un impacto en la Medición de los activos y pasivos por impuestos diferidos a partir de la fecha de vigencia de esta nueva ley, dado que deben reconocerse aplicando las tasas impositivas vigentes en las fechas en que las diferencias temporarias se revertirán o utilizarán.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

31

3.18.1.2 Impuesto diferido

El impuesto diferido es reconocido sobre las diferencias temporarias entre el valor contable de los activos y pasivos en los estados contables y la correspondiente base fiscal utilizada en el cómputo del resultado impositivo. Los pasivos por impuesto diferido son generalmente reconocidos para todas aquellas diferencias temporarias imponibles, y los activos por impuesto diferido, incluyendo activos diferidos por quebrantos impositivos, son generalmente reconocidos para todas aquellas diferencias temporarias deducibles en la medida que resulte probable que existan ganancias impositivas contra las cuales las diferencias temporarias deducibles puedan ser utilizadas.

Dichos activos y pasivos por impuesto diferido no son reconocidos si las diferencias temporarias se originan como resultado de una llave de negocio o en el reconocimiento inicial (diferente de una combinación de negocios) de otros activos y pasivos en una transacción que no afecta la ganancia impositiva ni la ganancia contable.

Los activos y pasivos por impuestos diferidos son medidos a las tasas impositivas que se espera resulten aplicables en el ejercicio en el cual el pasivo sea cancelado y el activo realizado, basados en tasas y normas impositivas vigentes a la fecha de cierre de cada ejercicio. La medición de los activos y pasivos por impuesto diferido refleja las consecuencias fiscales que deberían ocurrir de acuerdo al modo en que la Sociedad espera, a la fecha de emisión de los estados contables, recuperar o cancelar el valor contable de sus activos y pasivos. Los activos y pasivos por impuesto diferido son compensados cuando existe el derecho legal de compensación de créditos impositivos contra pasivos impositivos y cuando se encuentran vinculados a impuestos originados para misma autoridad impositiva y la Sociedad tiene la intención de cancelar el neto de activos y pasivos por impuesto corriente.

De acuerdo con las disposiciones de las NIIF, los activos o pasivos por impuesto diferido son clasificados como activos o pasivos no corrientes.

El pasivo por impuesto diferido neto al 31 de diciembre de 2018 y 2017 se midió considerando las tasas de 30% o 25%, de acuerdo con la fecha en que se espera que la diferencia temporal sea revertida o utilizada. El efecto de la aplicación de las nuevas tasas se revela por separado en la nota del impuesto a las ganancias (Nota 5.q).

3.18.1.3 Impuesto corriente y diferido de cada ejercicio

El impuesto a las ganancias corriente y diferido es reconocido como gasto o ingreso en el estado individual de resultados y otros resultados integrales, excepto cuando se relacione con partidas acreditadas o debitadas directamente en el patrimonio, en cuyo caso el impuesto es también reconocido directamente en el patrimonio, o cuando se originaron como producto del reconocimiento inicial de una combinación de negocios.

3.18.2 Impuesto a la ganancia mínima presunta

El impuesto a la ganancia mínima presunta es complementario del impuesto a las ganancias. La Sociedad determina el impuesto aplicando la tasa vigente del 1% sobre los activos computables al cierre de cada ejercicio. La obligación fiscal de la Sociedad en cada ejercicio coincidirá con el monto mayor que surja de la determinación del impuesto a la ganancia mínima presunta y la obligación fiscal por el impuesto a las ganancias determinado aplicando la tasa vigente sobre la utilidad impositiva estimada del ejercicio. Sin embargo, si el impuesto a la ganancia mínima presunta excede en un ejercicio fiscal al impuesto a las ganancias a pagar, dicho exceso podrá computarse como pago a cuenta de cualquier excedente del impuesto a las ganancias a pagar sobre el impuesto a la ganancia mínima presunta que pudiera producirse en cualquiera de los diez ejercicios siguientes.

De acuerdo con la Ley N ° 27.260 emitida el 22 de julio de 2016, este impuesto fue derogado para los años fiscales que comienzan el 1 de enero de 2019.

Sobre la acción declarativa de certeza promovida contra el Estado Nacional - AFIP - DGI, ver Nota 11.5.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

32

3.19. Cuentas de Patrimonio Neto

Las partidas del patrimonio neto fueron preparadas de acuerdo con las normas contables vigentes a la fecha de transición. La contabilización de movimientos del mencionado rubro se efectuó de acuerdo con las respectivas decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias (Prima de emisión y reservas).

Capital emitido

Está formado por los aportes efectuados por los accionistas representados por acciones, y comprende a las acciones en circulación a su valor nominal.

Primas de emisión

Corresponde a la diferencia entre el monto de suscripción de los aumentos de capital y el correspondiente valor nominal de las acciones emitidas.

Contribuciones de capital

Corresponde a aquellas transacciones con los propietarios que, de acuerdo con lo establecido en la NIIF y las normas de la CNV, en función de la realidad económica subyacente en la operación, son asimiladas a contribuciones de capital y, por ende, sus efectos son reconocidos directamente en el patrimonio neto.

Reserva Legal

De conformidad con lo dispuesto en la Ley N °19.550, la Compañía está obligada a constituir una reserva legal de al menos 5% de la utilidad neta, que resulta de la suma de la utilidad neta del año ajustada por cualquier cantidad que pudiera haberse transferido del otro resultado integral acumulado a las ganancias acumuladas más cualquier ajuste reconocido directamente en las ganancias acumuladas, hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital suscrito más el ajuste al capital.

Resultados no asignados

Comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales, como la mencionada en el párrafo anterior. Comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las normas contables.

Adicionalmente, de acuerdo a lo establecido por las normas de la CNV, cuando el saldo neto de los otros resultados integrales sea positivo, éste no podrá ser distribuido, capitalizado ni destinado a absorber pérdidas acumuladas y cuando el saldo neto de los resultados integrales al cierre de un ejercicio sea negativo, existirá una restricción a la distribución de resultados no asignados por el mismo importe.

De acuerdo con la Ley Nº 25.063 sancionada en diciembre de 1998, los dividendos que se distribuyan, en dinero o en especie, en exceso de las utilidades impositivas acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la fecha de pago o distribución, estarán sujetos a una retención del 35% en concepto de impuesto a las ganancias con carácter de pago único y definitivo. Se considerarán utilidades impositivas acumuladas a los efectos de este impuesto al saldo de las utilidades contables acumuladas al cierre del ejercicio inmediato anterior a la vigencia de la referida ley menos los dividendos pagados más las utilidades impositivas determinadas a partir de dicho ejercicio. Sin embargo, de acuerdo con la Ley N ° 27.430 de Reforma Tributaria (Nota 3.19.1.1), este impuesto se elimina para los ingresos generados a partir de 2018.

Finalmente, la Ley N ° 27.430 de Reforma Tributaria también estableció, entre otras cuestiones, una retención en dividendos del 7% para los años 2018 y 2019, y del 13% a partir de 2020.

Conforme al Acuerdo de Accionistas, la aprobación de distribución de dividendos a los accionistas requerirá del voto favorable de una mayoría calificada del capital social de la Sociedad. No obstante, la Sociedad se encuentra limitada en la distribución de dividendos por ciertas cláusulas restrictivas asumidas bajo el contrato por la emisión de las obligaciones negociables (Nota 9).

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

33

Otros resultados integrales

Comprende los ingresos y gastos reconocidos directamente en cuentas del patrimonio neto y las transferencias de dichas partidas desde cuentas del patrimonio neto a cuentas del resultado del ejercicio o a resultados no asignados, según se determina en las NIIF.

3.20. Resultado por acción

La ganancia (pérdida) neta por acción se calcula dividiendo la ganancia (pérdida) neta del año atribuible a los accionistas de la Compañía por el promedio ponderado de acciones de la Compañía en circulación durante el año.

La ganancia (pérdida) neta diluida por acción se calcula dividiendo la ganancia (pérdida) neta del año fiscal entre el promedio ponderado de las acciones en circulación y, una vez diluida, ajustada por el efecto de todas las acciones potencialmente dilutivas, incluidas las opciones sobre acciones, como si hubieran sido convertidos.

Al calcular el ingreso neto diluido por acción, los ingresos disponibles para los accionistas ordinarios, utilizados en el cálculo de las ganancias básicas por acción, se ajustan por los resultados que resultarían de la posible conversión en acciones ordinarias. El número promedio ponderado de acciones ordinarias en circulación se ajusta para incluir el número de acciones ordinarias adicionales que hubieran estado en circulación si se hubieran emitido las acciones ordinarias con potencial dilutivo. El ingreso neto diluido por acción se basa en la tasa de conversión más ventajosa o el precio de ejercicio durante todo el plazo del instrumento desde el punto de vista del tenedor de la garantía. El cálculo del ingreso neto diluido por acción excluye las acciones ordinarias potenciales si su efecto es antidiluidor.

A la fecha de emisión de estos estados financieros individuales, no existen instrumentos vigentes que impliquen la existencia de acciones ordinarias potenciales. Por lo tanto, el ingreso neto básico por acción coincide con el ingreso neto diluido por acción.

La siguiente tabla muestra la ganancia (pérdida) neta y el número promedio ponderado de acciones que se han utilizado para el cálculo de las ganancias básicas por acción:

Ganancia neta atribuible a los propietarios de la empresa Promedio ponderado de acciones en circulación (Note 8) Ganancia básica y diluida por acción (en pesos)	2018	2017
	(969.098) 101.870.956	640.993 84.838.692
	(9,51)	7,56

NOTA 4 - JUICIOS CRÍTICOS EN LA APLICACIÓN DE NORMAS CONTABLES

En la aplicación de las políticas contables de la Sociedad, la Gerencia y el Directorio deben emitir juicios, elaborar estimaciones y efectuar supuestos acerca de los valores de los activos y pasivos que no pueden obtenerse a partir de otras fuentes. Las estimaciones y las presunciones se basan en la experiencia histórica y otros factores considerados pertinentes. Los resultados reales podrían diferir de dichas estimaciones.

Las estimaciones y supuestos se revisan periódicamente. Los efectos de la revisión de las estimaciones contables son reconocidos en el período en el cual que se efectúa la revisión, en tanto la revisión afecte sólo a ese período o en el período de la revisión y períodos futuros, si la revisión afecta al período corriente y a períodos futuros.

Las principales áreas y rubros contables que requieren juicios y estimaciones significativas por parte de la Dirección en la preparación de los estados contables son:

Moneda funcional

La Dirección de la Sociedad aplica juicio profesional en la determinación de su moneda funcional y la de sus subsidiarias. El juicio es efectuado principalmente respecto a la moneda que influencia y determina los precios de venta, los costos laborales, de materiales, inversiones y otros costos, así como también la financiación y las cobranzas derivadas de sus actividades operativas.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

34

Valor recuperable de créditos por ventas y otros créditos

Como se detalla en las Notas 7.3.2 y 11.8, la Sociedad posee acreencias significativas con entidades con participación estatal o dependientes de fondos provenientes del sector público registradas como Créditos por ventas y Otros créditos como consecuencia de sus operaciones de generación. La Gerencia hace una constante evaluación de la recuperabilidad de los créditos en función de la antigüedad de la deuda, la capacidad de pago de la contraparte, la naturaleza del cliente, las garantías recibidas, sus derechos legales, entre otros aspectos, y establece previsiones en función al valor estimado del recupero de los mismos.

Reconocimiento del Cargo por Fondo de Inversión

Tal como se menciona en la Nota 11.12, CAMMESA deduce mensualmente de sus liquidaciones a la Sociedad un importe que es destinado a la constitución de un Fondo de Inversión que podrá ser aplicado a la instalación de ciertas centrales de generación de energía eléctrica.

Dichos fondos son registrados como otros créditos e ingresos de la Sociedad en el período de devengamiento sobre la base del análisis regulatorio y legal realizado por la Dirección de la Sociedad y en consulta con sus asesores legales (ver Nota 1 y 11.12).

Valor recuperable de los activos diferidos, quebrantos y créditos por impuesto a la ganancia mínima presunta

La Sociedad reconoce los quebrantos acumulados y otros créditos impositivos como activos impositivos diferidos cuando es probable su deducción de ganancias impositivas futuras. A tales efectos, sobre la base de lo establecido en el párrafo 36 de la NIC 12, la Sociedad considera los resultados impositivos proyectados y la reversión de diferencias temporarias pasivas.

Para determinar la probabilidad de realización y estimar el monto recuperable de dichos activos, la Gerencia proyecta los resultados impositivos sobre la base de diversas variables futuras, incluyendo la estimación de la devaluación del peso en relación al dólar estadounidense para los años siguientes. Dichas estimaciones son revisadas periódicamente y los efectos derivados de la misma son reconocidos en el período en que se efectúa la revisión.

Vida útil de activos fijos, valor recuperable de activos fijos, activos en concesión y activos intangibles

La Compañía estima la vida útil de sus activos fijos, activos en concesión y activos intangibles, principalmente centrales eólicas y plantas de generación térmica, en base a la tecnología de los activos correspondientes y su tipo y características de uso.

Además, la Compañía generalmente estima el valor recuperable de los activos fijos, activos en concesión y activos intangibles sobre la base de su valor económico, calculado como los flujos de efectivo futuros esperados descontados generados por cada activo o grupo de activos en evaluación, considerando su vida útil estimada.

Con el fin de estimar los flujos de efectivo, la Administración calcula los ingresos y costos futuros en base a su mejor estimación del marco regulatorio, tarifas, costos de combustible, devaluación e inflación del peso argentino, salarios, factor de utilización de parques eólicos, vida útil de los activos y la tasa utilizada para descontar dichos flujos de efectivo, entre otros.

Deterioro de valor llave

Para determinar si el valor llave se deteriora se requiere una estimación del valor en uso de las unidades generadoras de efectivo a las que se ha asignado el valor llave. El cálculo del valor requiere que la Administración estime los flujos de efectivo futuros que se espera que surjan de la unidad generadora de efectivo y una tasa de descuento adecuada para calcular el valor presente. Cuando los flujos de efectivo futuros reales son menores de lo esperado, puede producirse una pérdida por deterioro significativa.

La Compañía ha reconocido una pérdida por deterioro en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 por el valor llave relacionado con la adquisición de Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

35

Estimación de pasivos contingentes por juicios y reclamos

El resultado final de la liquidación de denuncias, reclamos y litigios, como así también la calificación otorgada por la Dirección a un determinado asunto, puede variar debido a estimaciones basadas en diferentes interpretaciones de las normas, contratos, opiniones y evaluaciones finales de la cuantía de daños. Por lo tanto, cualquier variación en las circunstancias relacionadas con este tipo de contingencias, podría tener un efecto significativo en el importe de la previsión por contingencias registrada o la calificación otorgada por la Dirección.

NOTA 5 - DETALLE DE LOS PRINCIPALES RUBROS DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

Se indica a continuación la composición de los principales rubros de los estados contables consolidados de la Sociedad:

Balances Generales consolidados al 31 de diciembre de 2018 y 2017

Activo a) Caja y bancos: Caja Bancos Valores a depositar b) Inversiones: Corrientes Fondos comunes de inversión No corrientes Inversiones en negocios conjuntos	31-Dic-2018 18.164 5.641.845 542 5.660.551 148.711 148.711 423.879 423.879	31-Dic-2017
		10.295 539.803 542
		550.640
		1.279.896
		1.279.896
		87.437
		87.437

Incluye la participación en el siguiente negocio conjunto:

Negocio conjunto: Vientos de Necochea S.A.	Actividad principal Producción y generación de energías renovables y su comercialización.		Porcentaje de participación	Porcentaje de participación
			31-Dic-2018 50%	31-Dic-2017 50%

El negocio conjunto mencionado anteriormente se contabiliza usando el método de participación en estos estados contables consolidados.

Vientos de Necochea S.A. es una sociedad anónima establecida bajo las leyes vigentes en Argentina, cuya forma legal confiere la separación entre las partes del negocio conjunto y la propia empresa. Además, no existe un acuerdo contractual ni ningún otro hecho y circunstancia que indique que las partes en el acuerdo conjunto tengan derechos sobre los activos y obligaciones sobre los pasivos del negocio conjunto. En consecuencia, Vientos de Necochea S.A. se clasifica como un negocio conjunto de la Compañía. Vientos de Necochea S.A. fue constituida en mayo de 2017 por Genneia y Centrales de la Costa Atlántica S.A. para el desarrollo del proyecto eólico Vientos de Necochea 1, que se describe en la Nota 12.

La información financiera resumida con respecto al negocio conjunto se detalla a continuación. La información financiera resumida a continuación representa los montos que se muestran en los estados contables del negocio conjunto.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

36

Balance General Activos corrientes Activos no corrientes Pasivos corrientes Pasivos no corrientes Patrimonio neto Estado de resultados y otros resultados integrales Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados financieros netos Ganancia neta antes del impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias Pérdida neta del ejercicio Diferencia de cambio por conversión Resultado integral del ejercicio Conciliación de la información financiera resumida anteriormente con el valor en libros de la participación en el negocio conjunto reconocida en la información contable consolidada: Activos netos del negocio conjunto Proporción la participación de la Compañía en el negocio conjunto Importe en libros de la participación de la Compañía en el negocio conjunto Evolución de inversiones a largo plazo: Saldos al inicio del ejercicio Contribuciones de capital Resultado integral del ejercicio Diferencia por conversión Saldos al cierre del ejercicio c) Créditos por ventas: Corrientes Deudores por ventas - generación de energía eléctrica Deudores por ventas - generación de energía eléctrica Partes relacionadas (Nota 6) Generación de energía eléctrica a facturar Deudores por ventas - venta de gas y transporte de gas Venta de gas y transporte de gas a facturar	31-Dic-2018 521.858 506.275 122.371 58.013 847.749 (1.395) (1.442) 6.529 3.692 (104.279) (100.587) 379.217 278.630 847.749 50% 423.879 87.437 197.127 (50.294) 189.609 423.879 1.004.234 1.323 707.634 21.341 17.777 1.752.309	31-Dic-2017
		166.421 34.659 26.067 143 174.870 (300) - 647
		347 (4.206)
		(3.859)
		12.537
		8.678 174.870 50%
		87.437
		- 83.098 (1.887) 6.226
		87.437
		427.054 - 298.270 5.697 7.034
		738.055

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

37

31-Dic-2018

31-Dic-2017

No corrientes Deudores por ventas - generación de energía eléctrica Río Mayo y Costa, neto (Nota 11.11) Deudores por ventas - generación de energía eléctrica Antigüedad de los créditos por ventas Hasta tres meses De tres meses a seis meses De seis meses a nueve meses De nueve meses a doce meses A más de un año Saldo vencido al cierre del ejercicio(1) (3) Saldo a vencer al cierre del ejercicio Saldo créditos por ventas al cierre del ejercicio(2)	380.530 20.609 401.139 146.201 59.227 14.703 14.477 425.022 659.630 1.493.818 2.153.448	400.791 20.619
		421.410
		72.494 30.441 37.107 30.533 345.638
		516.213
		643.252
		1.159.465

(1) En relación con los créditos vencidos pendientes de cobro con ENARSA por 264.818 y 114.598 al 31 de diciembre de 2018 y 2017, ver Nota 8.

(2) En relación con los créditos por ventas pendientes de cobro con la Provincia de Chubut (Dirección General de Servicios Públicos) por un monto neto de 380.530 y 400.791 al 31 de diciembre de 2018 y 2017, ver Nota 11.1.

(3) Al 31 de diciembre de 2018 y 2017, los saldos vencidos incluyen ciertos créditos por montos netos clasificados como No Corrientes por 356.614 y 385.680, respectivamente relacionados con la generación de energía eléctrica de las centrales de Rio Mayo y Costa.

**d) **	Otros créditos: Corrientes Activos financieros Cargo Fondo de Inversión (Nota 11.12) Partes relacionadas (Nota 6) Recupero de inversión en Gasoducto Patagónico Fondo de gastos y gastos iniciales Fideicomiso Loma Blanca Pagos por adelantado, créditos fiscales y otros Seguros pagados por adelantado Impuesto al valor agregado Anticipos impuesto a la ganancia mínima presunta e Impuesto a la ganancia mínima presunta (neto de la provisión por impuesto a la ganancia mínima presunta) Anticipos a proveedores Percepción ingresos brutos Diversos No Corrientes Activos financieros Cargo Fondo de Inversión (Nota 11.12) Costos de obra a recuperar Recupero de inversión en Gasoducto Patagónico Fondo de reserva y gastos iniciales Fideicomiso Loma Blanca	540.418 29.144 6.427 11.780 587.769 24.761 1.311.178 27.716 3.904 24.761 120.337 1.514.657 2.102.426 - 15.074 39.444 107.419 161.937	- 12.146 6.427 6.277
			24.850
			13.871 93.924 4.182 3.069 207 22.734
			137.987
			162.837
			794.420 9.176 39.644 56.508
			899.748

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

38

**e) **	Pagos por adelantado, créditos fiscales y otros Saldo a favor impuesto a la ganancia mínima presunta Saldo a favor impuesto sobre los ingresos brutos Anticipos a proveedores de bienes de uso(1) Crédito por impuesto a los débitos y créditos bancarios Activo por impuesto diferido (Nota 5.q) Gastos pagados por adelantado Diversos (1) Corresponde a anticipos a proveedores por adquisiciones de activos fijos en relación con los nu Inventarios: Corrientes Materiales y repuestos No corrientes Materiales y repuestos	31-Dic-2018 31-Dic-2017 50.316 43.482 19.621 8.729 4.506.446 1.677.281 76.525 22.864 5.628 8.741 57.140 - 1.759 5.857 4.717.435 1.766.954 4.879.372 2.666.702 evos proyectos detallados en la Nota 12. 40.550 36.510 40.550 36.510 354.033 156.311 354.033 156.311	31-Dic-2017
			43.482 8.729 1.677.281 22.864 8.741 - 5.857
			1.766.954
			2.666.702
			36.510
			156.311
			156.311

• f) Activos en concesión, activos intangibles y llaves de negocio: f.1) Evolución de activos en concesión:

**Cuenta principal **	Al inicio del ejercicio 175.223 - 175.223 144.386		2018				2017
			Costo
		Aumentos	Transferencias	Diferencia de cambio por **conversión **	Al cierre del ejercicio
Equipos de generación eléctrica Obras en curso Total 2018 Total 2017 Cuenta principal Equipos de generación eléctrica Obras en curso Total 2018 Total 2017		- -	- -	212.355 -	387.578 -
		-	-	212.355	387.578
		4.890	-	25.947	175.223
			20	18
		Depreciación acumu		lada		Valor residual al 31-Dic-18	Valor residual al 31-Dic-17
	Al inicio del ejercicio	Alícuota	Aumentos	Diferencia de cambio por **conversión **	Al cierre del ejercicio
	142.113 -	5%(1) -	40.135 -	205.330 -	387.578 -	- -	33.110 -
	142.113		40.135	205.330	387.578	-	33.110
	102.785		19.825	19.503	142.113

(1) En virtud de la cancelación del contrato de operación de las plantas "Río Mayo" y "Costa", según se describe en la Nota 11.1, la Compañía deprecia la planta dentro del plazo máximo restante de 12 meses en el que la Compañía debe continuar operando la planta desde la fecha de notificación de la terminación del acuerdo.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

39

f.2) Evolución de activos intangibles: f.2.1) Activos intangibles adquiridos por separado (Proyecto Puerto Madryn): Saldo al inicio del ejercicio Amortización Diferencia de cambio por conversión Saldo al cierre del ejercicio(1) (1) La amortización acumulada al final del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 asciende a f.2.2) Activos intangibles adquiridos en una combinación de negocios (adquisición PELBIV): Saldo al inicio del ejercicio Aumentos Amortización intangible relacionado con la adquisición de PELBIV Diferencia de cambio por conversión Saldo al cierre del ejercicio(1) (1) La amortización acumulada al final del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 asciende a f.2.3) Activos intangibles adquiridos en una combinación de negocios (adquisición compañías ULLUM Nota 14.1): Saldo al inicio del ejercicio Aumento - Intangible relacionado con la adquisición de Ullum I Solar S.A. Aumento - Intangible relacionado con la adquisición de Ullum II Solar S.A. Aumento - Intangible relacionado con la adquisición de Ullum III Solar S.A. Diferencia de cambio por conversión Previsión por desvalorización Saldo al cierre del ejercicio(1) Total (1) No hay una amortización acumulada al final del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018. f.3) Evolución de llave de negocio: f.3.1) Evolución de llave de negocio (GETSA) (Nota 14.2): Saldo al inicio del ejercicio Aumento Diferencia de cambio por conversión Saldo al cierre del ejercicio	31-Dic-2018 79.450 (284) 81.152 160.318 284. 594.980 - (108.084) 582.486 1.069.382 108.084. - 33.267 33.023 50.600 101.478 (218.368) - 1.229.700 327.981 - 335.048 663.029	31-Dic-2017
		67.683 - 11.767
		79.450
		- 558.143 - 36.837
		594.980
		- - - - - -
		-
		674.430
		- 304.427 23.554
		327.981

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

40

f.3.2) Evolución de llave de negocio (ULLUMs): Saldo al inicio del ejercicio Aumentos Diferencia de cambio por conversión Desvalorización Saldo al cierre del ejercicio Total Pasivo g) Cuentas por pagar: Corrientes Proveedores Provisión facturas a recibir Partes relacionadas (Nota 6)	31-Dic-2018 - 50.669 43.989 (94.658) - 663.029 2.653.834 2.204.003 3.054 4.860.891(1)	31-Dic-2017
		- -
		-
		327.981
		914.910 240.134 1.511
		1.156.555(2)

(1) Incluye 43.129 vencido hasta tres meses, 490 de tres a seis meses, 37.361 de seis a nueve meses, 1.960 de nueve a doce meses y 1.639.940 a más de un año y 2.758.964 a vencer antes de los tres meses y 379.045 a vencer de tres a seis meses. En relación con las cuentas a pagar vencidas con ENARSA por 1.449.241 al 31 de diciembre de 2018 ver Nota 11.8.

(2) Incluyen 33.251 vencidos hasta tres meses, 7.143 de tres a seis meses, 852 de seis a nueve meses, 3.310 de nueve a doce meses, 841.285 a más de un año y 270.714 a vencer antes de los tres meses. En relación a los saldos vencidos con ENARSA por un monto de 716.896 al 31 de diciembre de 2017, ver Nota 11.8.

h) Préstamos: Corrientes Obligaciones negociables Otras deudas bancarias y financieras Partes relacionadas (Nota 6) Leasings No corrientes Obligaciones negociables Otras deudas bancarias y financieras Partes relacionadas (Nota 6) Leasings	672.857 2.771.080 1.346 15.430 3.460.713 21.765.032 7.584.761 1.865.988 116.344 31.332.125	700.928 501.206 - 26.153
		1.228.287
		6.826.858 1.730.755 - 34.083
		8.591.696

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

41

Evolución de préstamos y reconciliación de pasivos provenientes de actividades de financiación: Saldos al inicio del ejercicio Flujos de efectivo de actividades de financiación Procedentes de préstamos Pagos de capital Cambios no monetarios Financiamiento asociado con el Proyecto PELBIV Arrendamientos asociados con el Proyecto PELBIV Arrendamientos asociados con el Proyecto Pomona Arrendamientos asociados con el Proyecto La Florida Arrendamientos Otros cambios Interéses devengados Pago de intereses Diferencia de cambio y por conversión, neta y otros Saldos al cierre del ejercicio Detalle de préstamos: Obligación Negociable Clase XIV Obligación Negociable Clase XVIII Obligación Negociable Clase XX Obligación Negociable Clase XXI Obligación Negociable Clase XXII Banco Provincia S.A. Banco Provincia S.A. II Banco Provincia S.A. III Banco Ciudad Banco Ciudad II Banco Ciudad III Banco Itaú S.A. Banco Itaú S.A. II Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. Banco Chubut S.A. Préstamo GETSA / GDSA Fideicomiso financiero Loma Blanca Serie I Acuerdo de financiamiento Genneia Vientos del Sudoeste S.A. Acuerdo de financiamiento Genneia Vientos del Sur S.A. Acuerdo de financiamiento Genneia Vientos Argentinos S.A. Arrendamientos Remuneraciones y cargas sociales: Sueldos, cargas sociales y retenciones a pagar	Nota 9.1.1 9.1.1 9.1.1 9.1.1 9.2.1 9.2.3 9.2.3 9.2.3 9.2.4 9.2.4 9.2.4 9.2.5 9.2.5 9.2.6 9.2.7 9.2.10 9.2.11 9.3.1 9.3.2 9.3.2 -	31-Dic-2018 9.819.983 14.895.432 (2.923.637) 11.971.795 - 3.479 22.975 3.943 - 30.397 1.678.788 (1.286.669) 12.578.544 12.970.663 34.792.838 - 751.531 19.743.828 1.942.530 1.867.334 - 207.850 164.736 151.536 - 211.304 267.154 379.477 377.708 75.621 1.364.947 1.852.764 2.702.986 975.542 1.624.216 131.774 34.792.838 184.047 184.047	31-Dic-2017
			4.724.995 6.609.002 (4.062.354)
			2.546.648
			1.005.202 27.780 - - 14.999
			1.048.981
			612.778 (403.580) 1.291.161
			1.500.359
			9.819.983
			469.240 370.684 6.687.862 - - 74.691 - - 149.923 113.232 - - - - - 828.847 1.065.268 - - - 60.236
			9.819.983
			83.278
			83.278

i) Remuneraciones y cargas sociales:

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

42

j) Cargas fiscales: Corrientes Impuesto al valor agregado Retenciones impositivas a pagar Impuestos y tasas en planes de regularización Impuesto a las ganancias a pagar Diversos No corrientes Impuestos en planes de regularización k) Otros Pasivos: Corrientes Pasivo con la Provincia de Chubut por la compra de acciones de Ingentis II Pasivo con Pluspetrol por la compra de acciones de GETSA Pasivo por la compra de Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A. (Nota 14.1) Diversos No corrientes Provisión por desmantelamiento de activos Pasivo con Pluspetrol por la compra de acciones de GETSA	31-Dic-2018 24.574 14.167 306 - 5.577 44.624 4.328 4.328 17.277 20.634 244.964 2.055 284.930 249.838 15.311 265.149	31-Dic-2017
		47.219 10.816 131 24.262 704
		83.132
		5.479
		5.479
		17.277 19.395 - 2.274
		38.946
		117.166 15.311
		132.477

l) Previsiones:

Cuenta principal	Saldos al inicio del ejercicio	31-Dic-2018 Aumentos (bajas), netos Diferencia de conversión - - - - - - (40.214) 3.299 73.362 70.199 73.362 70.199 2.729 -	31-Dic-2018 Aumentos (bajas), netos Diferencia de conversión - - - - - - (40.214) 3.299 73.362 70.199 73.362 70.199 2.729 -	Saldos al cierre del ejercicio	31-Dic-2017 Saldos al cierre del ejercicio
Deducidas del activo: Para deudores incobrables Para otros activos Total deducidas del activo 2018 Total deducidas del activo 2017 Incluidas en el pasivo: Para reclamos y juicios pendientes laborales Total incluidas en el pasivo 2018 Total incluidas en el pasivo 2017	- -	- -	- -	- -	- -
	-	-	-	-	-
	74.025	(40.214)	3.299	149.399
	5.838	73.362	70.199		5.838
	5.838	73.362	70.199	149.399	5.838
	2.132	2.729	-

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Carlos Palazón Socio Director titular y autorizado Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

43

Estados de resultados y otros resultados integrales consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017

			31-Dic-2018	31-Dic-2017
**m) **	Ingresos por ventas netas:(1)
	Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales		3.687.825	1.883.325
	Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables		2.120.363	679.731
	Ingresos por comercialización y transporte de gas		149.075	77.974
	Otros ingresos diversos		23.472	5.389
			5.980.735	2.646.419
	(1) Al 31 de diciembre de 2018 y 2017, un 92% y 93% de las ventas se realizan a CAMMESA y ENARSA, respectivamente.
**n) **	Costo de ventas:
	Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales		(181.248)	(71.090)
	Compras para comercialización y transporte de gas		(42.062)	(16.694)
	Costos operativos de generación	energía eléctrica de fuentes
	convencionales (Anexo H)		(1.604.692)	(903.184)
	Costos operativos de generación energía eléctrica de fuentes renovables
	(Anexo H)		(681.176)	(196.257)
	Costos operativos de comercialización y transporte de gas (Anexo H)		(12.445)	(5.385)
			(2.521.623)	(1.192.610)
**o) **	Otros egresos, netos:
	Impuestos a los debitos y créditos		(143.174)	(73.511)
	Desvalorización		(258.434)	-
	Bajas de bienes de uso		-	(1.294)
	Diversos		1.569	1.254
			(400.039)	(73.551)
**p) **	Resultados financieros:
	El detalle de ingresos y costos financieros es el siguiente:
	Ingresos financieros:
	Intereses y otros		7.408	7.895
	Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en
	resultados		-	56.550
			7.408	64.445
	Costos financieros:
	Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en
	resultados		(528.820)	-
	Intereses		(841.589)	(518.367)
	Diferencias de cambio, netas		(1.186.914)	(217.913)
	Gastos de emisión y retenciones		(64.968)	(57.899)
	Diversos		(133.116)	(57.472)
			(2.755.407)	(852.651)
	Resultados financieros netos		(2.747.999)	(787.206)
	Firmado a efectos de su identificación con	Firmado a efectos de su identificación con
	nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019	nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019
		Deloitte & Co. S.A.
		C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13
	Diego Serrano Redonnet	Guillermo D. Cohen	Carlos Palazón
	Por Comisión Fiscalizadora	Socio	Director titular y autorizado
	Abogado U.C.A	Contador Público U.B.A.
	C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115	C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77
		Legajo N° 41287/2

44

q) Impuesto a las ganancias:

El cargo a resultados por impuesto a las ganancias por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017 es el siguiente:

Impuesto a las ganancias corriente Impuesto diferido	31-Dic-2018 570 (508.003) (507.433)	31-Dic-2017
		(4.862) 291.639
		286.777

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias, correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente a la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias que surge del estado de resultados y otros resultados integrales consolidados de cada ejercicio, es la siguiente:

Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Tasa impositiva vigente Tasa impositiva vigente aplicada a la utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Diferencias permanentes y otros a la tasa impositiva vigente: Efecto cambio de alícuota impositiva (Nota 3.19.1) Baja de quebrantos impositivos Diferencia por conversión y otros	31-Dic-2018 (461.665) 30% 138.500 - (330.113) (315.820) (507.433)	31-Dic-2017
		354.216 35%
		(123.976)
		505.655 - (94.902)
		286.777

Asimismo, la composición del pasivo impositivo diferido neto al 31 de diciembre de 2018 y 2017 es la siguiente:

Activos impositivos diferidos Quebrantos impositivos Intereses no deducibles Diversos Total activo impositivo diferido Pasivos impositivos diferidos Bienes de uso Activos en concesión Activos intangibles Diversos Total pasivo impositivo diferido Total pasivo impositivo diferido neto(1) (2)	31-Dic-2018 1.916.218 672.498 1.082.536 3.671.252 (5.602.913) - (306.336) (963.327) (6.872.576) (3.201.324)	31-Dic-2017
		510.853 - 66.593
		577.446
		(1.658.591) (7.323) (137.591) (32.190)
		(1.835.695)
		(1.258.249)

(1) Incluye 5.628 y 8.741 de los activos por impuestos diferidos netos de las subsidiarias que se han reconocido en el rubro otros créditos no corrientes al 31 de diciembre de 2018 y 2017, respectivamente.

(2) Incluye 7.954 relacionado con el impacto en el impuesto diferido sobre el ajuste de inflación en Enersud Energy S.A.U. al 31 de diciembre de 2018.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

45

Al 31 de diciembre de 2018, la Sociedad y sus sociedades controladas mantienen un activo diferido por quebrantos impositivos acumulados de 1.916.218, que podrá aplicarse para compensar utilidades impositivas futuras de la siguiente manera:

Año hasta elque sepuede utilizar 2019 2020 2021 2022 2023 2026 2027 2028	Quebranto 241.459 953.794 48.113 6.022 2.579.567 184 286.508 4.439.493 8.555.140	Activos diferidos
		- 73.922 12.028 1.506 644.892 46 72.486 1.111.338
		1.916.218

La siguiente tabla resume los activos por impuestos diferidos por los quebrantos fiscales por proyecto individual y la compañía que lo genera:

Proyecto/Compañía PEM I PEM II PER III Otros Genneia Subtotal Genneia GEDSA PELBIV Vientos Argentinos Vientos del Sudoeste Vientos del Sur Ullum I Solar Ullum II Solar Ullum III Solar Otros Genneia Subtotal Subsidiarias Total	Activo Diferido
	470.236 338.126 118.805 357.317
	1.284.484
	148.045 226.986 61.898 73.703 39.543 2.936 27.704 40.183 10.736
	631.734
	1.916.218

Por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2018, la Compañía ha estimado pérdida impositiva en relación con los proyectos PEM I, PEM II, PER III, Villalonga, Chubut Norte I, III y IV, Ullum I Solar, Ullum II Solar, Ullum III Solar y Pomona , en virtud del beneficio otorgado por el Artículo 9 de la Ley N ° 26.190 (Régimen Nacional de Desarrollo para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica), cuyo quebranto podrá ser utilizado por hasta un plazo de diez años desde el ejercicio en que se generan para compensar las utilidades impositivas generadas por estos proyectos. En relación con los resultados impositivos no generados por estos negocios para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2018, la Compañía ha estimado una pérdida impositiva, principalmente como resultado de la devaluación del peso según se describe en la nota (7.3.1.1), cuyo quebranto podrá ser utilizado para compensar utilidades impositivas futuras.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

46

Por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2017, la Sociedad ha estimado una pérdida impositiva en relación a los proyectos PEM I y PEM II, en virtud del beneficio otorgado por el Art. 9 de la Ley N° 26.190 (Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica), cuyo quebranto podrá ser utilizado por hasta un plazo de diez años desde el ejercicio en que se generen, para compensar utilidades impositivas generadas por dichos proyectos. Por otro lado, en relación a los resultados impositivos no generados por dichos negocios, por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2017 la Sociedad ha estimado una utilidad impositiva que podrá ser compensada con los quebrantos impositivos acumulados al inicio del ejercicio.

La Sociedad y sus sociedades controladas reconocen los quebrantos acumulados y otros créditos impositivos como activos impositivos diferidos cuando es probable su deducción de ganancias impositivas futuras. A tales efectos, sobre la base de lo establecido en el párrafo 36 de la NIC 12, la Sociedad y sus sociedades controladas consideran los resultados impositivos proyectados y la reversión de diferencias temporarias pasivas.

Para determinar la probabilidad de realización y estimar el monto recuperable de los activos diferidos relacionados con quebrantos por pérdidas fiscales acumuladas, la Gerencia ha proyectado los resultados impositivos sobre la base de diversas variables futuras, incluyendo la estimación de la devaluación del peso en relación al dólar estadounidense para los años siguientes. Dichas estimaciones son revisadas periódicamente y los efectos derivados de las mismas son reconocidos en el período en que se efectúa la revisión. En virtud de dicho análisis, al 31 de diciembre de 2018, la Compañía ha recocido en el estado de resultados y otros resultados integrales por el ejercicio finalizado a dicha fecha una pérdida de 330.113 en concepto de quebrantos fiscales que prescribirán en los años 2019 y 2020 y que tenían una alta probabilidad de no ser utilizadas.

NOTA 6 - SALDOS Y OPERACIONES CON PARTES RELACIONADAS

Los principales saldos consolidados al 31 de diciembre de 2018 y 2017 por operaciones con partes relacionadas son los siguientes:

Sociedades bajo control conjunto: Vientos de Necochea S.A Accionistas, directores y ejecutivos clave: Fintech Energy LLC Jorge Horacio Brito Jorge Pablo Brito Delfín Jorge Ezequiel Carballo LAIG Eolia S.A. PointState Argentum LLC Otras sociedades relacionadas: Banco Macro S.A.(1)	31-Dic-2018 31-Dic-2017
	Créditos por ventas Otros créditos Cuentas por pagar Préstamos Otros créditos Cuentas por pagar Otros pasivos
	Corrientes Corrientes Corrientes Corrientes No Corrientes Corrientes Corrientes Corrientes
	- 27.717 - - - 10.719 - 37 - 768 2.790 561 777.557 768 1.380 - - 208 264 - - 208 - - - 208 - - - 208 - - - 208 - 112 155.437 208 - - - 35 - - - 35 131 - - - - 673 932.994 - - - 1.323 - - - - - - -
	1.323 29.144 3.054 1.346 1.865.988 12.146 1.511 37

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13 Guillermo D. Cohen Carlos Palazón Socio Director titular y autorizado Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

47

Las principales operaciones con partes relacionadas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017 son las siguientes:

Sociedades bajo control conjunto: Vientos de Necochea S.A Accionistas, directores y ejecutivos clave: Jorge Horacio Brito Fintech Energy LLC Delfín Jorge Ezequiel Carballo PointState Argentum LLC Otras sociedades relacionadas: Banco Macro S.A.(1)	31-Dic-2018 31-Dic-2017
	Ventas de bienes, servicios y otros Recupero (reembolso) de gastos, inversiones y otros servicios, netos Préstamos recibidos (pagados), netos Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos Ventas de bienes, servicios y otros Recupero (reembolso) de gastos, inversiones y otros servicios, netos Préstamos recibidos (pagados), netos Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos
	23.554 762 - - 5.582 8.778 - - - - - - - - (12.294) (222) - - 785.480 (4.364) - - - - - - 157.021 (72) - - - - - - 942.500 (5.236) - - - - 2.167 - - (285) - - (624.749) (6.769)
	25.721 762 1.885.001 (9.957) 5.582 8.778 (637.043) (6.991)

(1) Sociedad relacionada a los accionistas Delfín Jorge Ezequiel Carballo, Jorge Pablo Brito y Jorge Horacio Brito.

Asimismo, la Sociedad ha contratado pólizas de seguro para dar garantía de indemnidad a los Directores por el ejercicio de sus funciones.

NOTA 7 - INSTRUMENTOS FINANCIEROS

7.1 - Gestión del capital

GENNEIA gestiona su capital para asegurar su capacidad para continuar como empresa en marcha, gestionando los proyectos de inversión, maximizando el rendimiento a sus accionistas a través de la optimización de los saldos de deuda y patrimonio.

La Sociedad participa de operaciones que involucran instrumentos financieros, registrados en cuentas patrimoniales, que destina a atender sus necesidades y a reducir la exposición a riesgos de mercado, moneda y tasa de interés. La administración de estos riesgos, así como sus respectivos instrumentos, es realizada por medio de la definición de estrategias, el establecimiento de sistemas de control y la determinación de límites de exposición.

La Sociedad no está sujeta a ningún requerimiento de capital fijado externamente.

La relación de la deuda neta (las deudas financieras netas del efectivo y sus equivalentes) con el patrimonio neto de la Sociedad se expone a continuación:

Deuda(1) Efectivo y equivalentes Deuda neta Patrimonio Índice de endeudamiento	31-Dic-2018 34.792.838 (5.809.261) 28.983.577 9.732.038 2,98	31-Dic-2017
		9.819.983 (1.830.536)
		7.989.447 4.819.728
		1,66

(1) La deuda se define como préstamos corrientes y no corrientes cuyo detalle se incluye en la Nota 5.h).

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

48

7.2 - Categorías de los instrumentos financieros y estimaciones de valor razonable

Los instrumentos financieros de la Sociedad fueron clasificados de acuerdo con la NIIF 7 en las siguientes categorías:

Activos financieros Costo amortizado: Caja y bancos Préstamos y cuentas por cobrar A valor razonable con cambios en los resultados Pasivos financieros Costo amortizado: Préstamos Cuentas por pagar y otros pasivos	31-Dic-2018 31-Dic-2017
	5.660.550 550.640 2.475.334 1.335.496 576.531 2.028.463 34.792.838 9.819.983 5.410.970 1.327.978

7.2.1 - Mediciones a valor razonable

Esta nota proporciona información sobre cómo la Compañía determina los valores razonables de diversos activos financieros y pasivos financieros.

7.2.1.1 - Valor razonable de los activos financieros y pasivos financieros que se miden al valor razonable de forma periódica

Algunos de los activos financieros y pasivos financieros de la Compañía se miden al valor razonable al final del período o ejercicio. La siguiente tabla brinda información sobre cómo se determinan los valores razonables de estos activos financieros y pasivos financieros (en particular, la(s) técnica(s) de valuación y los insumos utilizados).

Activo financiero Inversiones en activos financieros: - Fondos comunes de inversión Otros créditos - Fondo de inversión	Valor razonable 31-Dic-2018 31-Dic-2017 Jerarquía de valor razonable Técnica(s) de valuación y principal(es) variables 148.711 1.279.896 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 427.820 748.567 Nivel 2 (1)	Valor razonable 31-Dic-2018 31-Dic-2017 Jerarquía de valor razonable Técnica(s) de valuación y principal(es) variables 148.711 1.279.896 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 427.820 748.567 Nivel 2 (1)
	31-Dic-2018
	148.711 427.820	1.279.896 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 748.567 Nivel 2 (1)

(1) Corresponden a fondos depositados en la cuenta para inversiones futuras con CAMMESA como se detalla en las Notas 5.d y 11.12, que se invierten en fondos de inversión y bonos, que se valúan utilizando precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

49

7.2.1.2 - Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros que no se miden a valor razonable (pero se requieren revelaciones de valor razonable)

Excepto por lo detallado en la siguiente tabla, la Dirección de la Sociedad considera que el valor nominal de los activos financieros y pasivos financieros reconocidos en los estados financieros individuales se aproxima a sus valores razonables.

Activos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos y créditos por venta Pasivos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos Activos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos y créditos por venta Pasivos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos	31-Dic-2018 31-Dic-2017	31-Dic-2018 31-Dic-2017	31-Dic-2018 31-Dic-2017
	Valor nominal Valor razonable Valor nominal Valor razonable 45.881 9.915 46.071 21.293 34.792.838 32.888.150 9.819.983 10.096.670 Valor razonable 31-Dic-2018 31-Dic-2017 Jerarquía de valor razonable(1) 9.915 21.293 Nivel 3 32.888.150 10.096.670 Nivel 3		Valor razonable
	31-Dic-2018 9.915 32.888.150
		21.293 Nivel 3 10.096.670 Nivel 3

(1) El valor razonable de los activos y pasivos financieros incluidos en las categorías anteriores de Nivel 2 y 3 se ha determinado de acuerdo con modelos de fijación de precios generalmente aceptados basados en un análisis de flujo de efectivo descontado, siendo los datos más significativos la tasa de descuento que refleja el riesgo de crédito de contrapartes y precios derivados de precios de mercado cotizados en los mercados donde estos instrumentos financieros se negocian.

Desde el 31 de diciembre de 2017 y hasta el 31 de diciembre de 2018, hubo una devaluación significativa del peso frente al dólar estadounidense de alrededor del 102%, generada principalmente durante los meses de mayo a septiembre. La devaluación de la moneda tiene un impacto en los activos y pasivos financieros denominados en pesos argentinos, cuyo efecto fue reconocido en los presentes estados financieros individuales. Asimismo, no se han producido transferencias entre las diferentes jerarquías utilizadas para determinar el valor razonable de los instrumentos financieros de la Sociedad.

7.3 - Administración de riesgos

La Sociedad a través de su gerencia financiera coordina el acceso a los mercados financieros nacionales e internacionales y monitorea y gestiona los riesgos financieros asociados. De acuerdo con su naturaleza, los instrumentos financieros pueden involucrar riesgos conocidos o no, siendo importante analizar, de la mejor manera posible, el potencial de esos riesgos. Entre los principales factores de riesgo que pueden afectar el negocio de la Sociedad, se destacan: el riesgo de mercado (que incluye el riesgo cambiario, el riesgo en las tasas de interés y el riesgo en los precios), el riesgo de crédito y el riesgo de liquidez.

7.3.1 – Riesgo de mercado

7.3.1.1 - Gestión del riesgo cambiario

GENNEIA realiza transacciones denominadas en monedas distintas a la moneda funcional, según se describe en la Nota 3.2 (“moneda extranjera”), por lo que se generan exposiciones a fluctuaciones en la tasa de cambio. Dado que la moneda funcional de la Sociedad es el dólar estadounidense, la divisa que genera mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso argentino.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

50

Los saldos al cierre de cada ejercicio de los activos y pasivos financieros denominados en pesos argentinos, son los siguientes:

Activos Pasivos Exposición cambiaria neta	31-Dic-2018 2.563.423 1.061.466 1.501.957	31-Dic-2017
		2.916.895
		251.275
		2.665.620

Análisis de sensibilidad de moneda extranjera

La siguiente tabla detalla la sensibilidad de GENNEIA a una devaluación del peso argentino con respecto a su moneda funcional. El análisis de sensibilidad incluye únicamente las partidas monetarias pendientes denominadas en moneda extranjera y ajusta su conversión al final del ejercicio para una variación del 10% en el tipo de cambio, antes de cualquier efecto impositivo.

fecto impositivo.
	Ganancia
	(Pér dida)
	31-Dic-2018
Efecto devaluación 10%	(150.197)

En opinión del Directorio, el análisis de sensibilidad no representa el riesgo cambiario inherente ya que la posición al cierre del ejercicio puede no ser representativa de la exposición durante el año. Adicionalmente, el Directorio considera que una parte sustancial de los activos registrados en estos estados contables individuales en moneda extranjera relacionados con los créditos por ventas a CAMMESA y ENARSA no sufrirán un efecto económico negativo por la evolución cambiaria dado que los contratos de abastecimiento firmados incluyen una cláusula de ajuste por variación cambiaria. Ver al respecto Nota 11.9.

7.3.1.2 - Gestión del riesgo en las tasas de interés

GENNEIA realiza operaciones de préstamos a tasas de interés tanto fijas como variables. El riesgo es manejado por la Sociedad manteniendo una combinación entre los préstamos a tasa fija y a tasa variable. La Sociedad no utiliza contratos de pase o de futuros como cobertura de los riesgos en las tasas de interés.

Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar al ingreso o gasto por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a una tasa de interés variable; asimismo, pueden modificar el valor razonable de activos y pasivos financieros que devengan una tasa fija de interés.

Al cierre de cada ejercicio, la exposición de la Sociedad a las tasas de interés sobre activos y pasivos financieros neta es la siguiente:

Características No devengan intereses Pasivos por leasings Instrumentos financieros con tasa variables Instrumentos financieros con tasa fija	Activos- (Pasivos) financieros netos	Activos- (Pasivos) financieros netos
	31-Dic-2018 3.262.159 (131.773) (3.217.711) (31.397.482) (31.484.807)	31-Dic-2017
		2.557.766 (60.236) (2.044.042) (7.686.850)
		(7.233.362)

La porción de deuda a tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones de la tasa BADLAR.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

51

Análisis de sensibilidad a las tasas de interés

El análisis de sensibilidad siguiente ha sido preparado con base en la exposición a las tasas de interés para los instrumentos financieros al cierre de cada ejercicio. Para los pasivos a tasa variable, el análisis fue preparado asumiendo que el saldo de la deuda pendiente al cierre del ejercicio se mantuvo durante todo el ejercicio. Al 31 de diciembre de 2018, si las tasas de interés del mercado BADLAR/LIBOR por préstamos en pesos argentinos hubieran sido de 100 puntos básicos mayor que las reales para la Sociedad, el gasto neto por intereses por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 se habría incrementado en aproximadamente 24.226.

7.3.1.3 - Gestión de riesgo de precio

La Sociedad no se encuentra significativamente expuesta al riesgo de precio, fundamentalmente en virtud de los contratos de abastecimiento MEM descriptos en la Nota 1, los cuales determinan que los precios no se encuentran afectados significativamente por las oscilaciones de los precios de mercado en el corto plazo.

7.3.2 - Gestión del riesgo de crédito

El riesgo de crédito se refiere al riesgo derivado de la posibilidad que una entidad financiera depositaria de fondos o de inversiones financieras o una contraparte en contratos incumpla con sus obligaciones resultando una pérdida para la Sociedad. Para mitigar estos riesgos en cuanto a operaciones que no se relacionan con el sector público, la Sociedad adopta como práctica, realizar operaciones con entidades financieras de buen nivel crediticio. En lo que atañe a las contrapartes en contratos, evalúa su situación patrimonial y financiera, establece límites de crédito y efectúa un seguimiento permanente de los saldos pendientes de cobro.

En cuanto a operaciones con entidades relacionadas con el sector público, la energía producida por la Sociedad, se vende, principalmente, a compañías con participación estatal. En consecuencia, los resultados de la Sociedad dependen del gasto del sector público en materia de energía, transporte e infraestructura y de su capacidad para ofertar y adjudicarse tales contratos. A su vez, el gasto del sector público ha dependido, y es probable que siga dependiendo, de las condiciones económicas del país.

Los gobiernos y los clientes del sector público tienen un considerable poder para forzar la renegociación de los términos de los contratos con las demás partes contratantes. La renegociación de contratos con clientes del sector público y el retraso o incumplimiento en la cancelación de acreencias puede tener un efecto adverso, no sólo sobre la situación financiera de la Sociedad y los resultados de sus operaciones, sino también de su capacidad para pagar sus propias deudas. La Gerencia hace una constante evaluación de la recuperabilidad de los créditos en función de la antigüedad de la deuda, la capacidad de pago de la contraparte, la naturaleza del cliente, las garantías recibidas, sus derechos legales, entre otros aspectos y establece previsiones en función al valor estimado de recupero de los mismos.

Casi la totalidad de las ventas de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales y de fuentes renovables son realizadas con entidades con participación estatal, o dependientes de fondos provenientes del sector público. Por los años terminados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, el 93% y 92% de las ventas se realizaron a CAMMESA y ENARSA, respectivamente.

Como se detalla en las Notas 11.9 y 11.11, la Compañía tiene cantidades significativas de cuentas por cobrar comerciales acumuladas por energía vendida a la provincia de Chubut y además tiene montos invertidos en el fondo para inversiones futuras en relación con los acuerdos de suministro de energía con CAMMESA.

En la Nota 7.3.3 se incluye una apertura de los activos financieros vencidos al 31 de diciembre de 2018.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

52

7.3.3 - Gestión del riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez está asociado a la posibilidad de que exista un descalce entre las necesidades de fondos (por gastos operativos y financieros, inversiones, vencimientos de deudas, y dividendos) y las fuentes de financiamiento de los mismos (ingresos netos, desinversiones y capacidad de nuevo financiamiento).

El Directorio es el que tiene la responsabilidad final por la gestión de liquidez, habiendo establecido un marco de trabajo para la gestión de liquidez de manera que la gerencia pueda manejar los requerimientos de financiamiento a corto, mediano y largo plazo así como la gestión de liquidez de la Sociedad. La Sociedad maneja el riesgo de liquidez manteniendo reservas, facilidades financieras y de préstamo, monitoreando continuamente los flujos de efectivo proyectados y reales y conciliando los perfiles de vencimiento de los activos y pasivos financieros. En este sentido, evalúa constantemente y en forma consolidada, las facilidades de pago a clientes en la medida que sean virtualmente compensados con pasivos con el mismo cliente, considerando montos y plazos similares, independientemente de la antigüedad de los mismos. Sobre las operaciones de pago y compensación de activos y pasivos con ENARSA de antigua data, ver Nota 11.9.

En la tabla siguiente se detallan los plazos de vencimiento de los activos y pasivos financieros de la Sociedad a partir del cierre del ejercicio.

Inversiones Créditos por ventas Otros créditos Total activos Cuentas por pagar Préstamos Otros pasivos Total pasivos	Vencido			Importes a vence	Importes a vence	r	r	Sin Plazo
				Corriente		No Corriente
	- 659.630(1) 1.427(2)	0-3 meses	3-6 meses	6-9 meses - - 1.607 1.607 - 238.816 - 238.816	9-12 meses	1 a 5 años	+ de 5 años	- - 11.780
		148.711 1.493.818 1.607	- - 1.607		- - 583.067	- - 115.294	- - 33.317
	661.057	1.644.136	1.607		583.067	115.294	33.317	11.780
	1.722.882(1) 456 17.277	2.758.964 2.692.193 2.092	379.045 327.439 -		- 247.255 244.964	- 25.955.735 249.838	- 5.330.944 -	- - 35.908
	1.740.615	5.453.249	706.484		492.219	26.205.573	5.330.944	35.908

(1) Corresponde principalmente a créditos por ventas a CAMMESA, ENARSA y la Dirección General de servicios públicos de la Provincia de Chubut por las actividades de la Sociedad y a cuentas por pagar con ENARSA por la compra de gas para generación de energía eléctrica. Ver Notas 11.9 y 11.8.

(2) Corresponde principalmente al saldo con partes relacionadas.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

53

7.4 Información requerida por el Artículo 63 de la Ley N° 19.550 – Activos y Pasivos en monedas distintas del peso

Activo corriente Caja y bancos Inversiones Créditos por ventas Otros créditos Total del activo corriente Activo no corriente Otros créditos Total del activo no corriente Total activo Pasivo corriente Cuentas por pagar Préstamos Total del pasivo corriente Pasivo no corriente Préstamos Otros pasivos Total del pasivo no corriente Total del pasivo	Clase y monto de la moneda extranjera (En miles) 31-12-2017 31-12-2018 USD 29.329 USD 148.764 USD 571 USD - USD 252 USD 178 USD - USD 14.335 USD 23.347 USD - USD 51.453 USD 108.744 USD 65.863 USD 91.796 USD 460.705 USD 831.091 USD 6.283 USD 6.627	Clase y monto de la moneda extranjera (En miles) 31-12-2017 31-12-2018 USD 29.329 USD 148.764 USD 571 USD - USD 252 USD 178 USD - USD 14.335 USD 23.347 USD - USD 51.453 USD 108.744 USD 65.863 USD 91.796 USD 460.705 USD 831.091 USD 6.283 USD 6.627	Cambio vigente en pesos al 31-12-2018	Valor de libros en pesos al 31-12-2018
		31-12-2018
	USD 29.329 USD 571 USD 252 USD - USD 23.347 USD 51.453 USD 65.863 USD 460.705 USD 6.283	USD 148.764 USD - USD 178 USD 14.335 USD - USD 108.744 USD 91.796 USD 831.091 USD 6.627	37,700 37,700 37,700 37,700 37,700 37,700 37,700 37,700 37,700	5.608.389 - 6.693 540.418
				6.155.500
				-
				-
				6.155.500
				4.099.665 3.460.712
				7.560.377
				31.332.125 249.838
				31.581.963
				39.142.340

NOTA 8 - CAPITAL SOCIAL

El 6 de enero de 2017, la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó un aumento de capital de la Compañía por un monto de 17.173 mediante la emisión de 8.586.708 acciones ordinarias Clase "A" y 8.586.708 acciones comunes Clase "B", con un valor nominal de AR$ 1 por acción y un derecho de voto por acción, con una prima de emisión de 748.327.

El 20 de septiembre de 2017, la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó un aumento de capital de la Compañía por un monto de 17.173, mediante la emisión de 8.586.708 acciones ordinarias Clase "A" y 8.586.708 acciones comunes Clase "B", con un valor nominal de $ 1 por acción y un derecho de voto por acción, con una prima de emisión de 1.257.005.

El 20 de septiembre de 2017, se suscribieron y pagaron 6.133.363 acciones comunes de Clase “A” y 6.133.363 acciones comunes de Clase “B”. Y el 28 de marzo de 2018, se suscribieron y pagaron 2.453.345 acciones comunes de Clase “A” y 2.453.345 acciones comunes de Clase “B”.

El 7 de febrero de 2018, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas aprobó, entre otros asuntos, (i) solicitar autorización a la Comisión Nacional de Valores para el ingreso de la Sociedad al régimen de oferta pública de acciones y (ii) una oferta de opciones de suscripción de un total de 858.671 acciones (menos del 1% de las acciones totales de la Compañía) por parte de ciertos altos directivos de la Compañía, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones a ser fijados por el Directorio de la Sociedad en ejercicio de las facultades delegadas por la asamblea.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

54

El 24 de abril de 2018, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas aprobó la propuesta formulada por el Directorio de destinar el resultado positivo del ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2017 que ascendió a 640.993 de la siguiente forma: 157.196 a la absorción total de pérdidas acumuladas, 18.630 a integrar la reserva legal y 465.167 a la constitución de una reserva facultativa para afrontar inversiones de la Sociedad y sus subsidiarias en proyectos de generación de energía.

Al 31 de diciembre de 2018, el capital social de GENNEIA asciende a AR$ 103.040.496 y está compuesto por (a) 51.520.248 acciones ordinarias escriturales Clase A de AR$ 1 de valor nominal cada una, con derecho a un voto por acción; y (b) 51.520.248 acciones ordinarias escriturales Clase B, de valor nominal AR$ 1 cada una, con derecho a un voto por acción. El capital social de GENNEIA está totalmente suscrito e integrado.

Los aumentos de capital aprobados durante 2017 y 2018 se encuentran pendientes de inscripción a la fecha de los presentes estados contables.

NOTA 9 - FINANCIACIÓN

9.1. OBLIGACIONES NEGOCIABLES

9.1.1. Programa Global para la emisión de Obligaciones Negociables

La Sociedad mantiene en vigencia un programa global para la emisión de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, a corto, mediano o largo plazo, por un monto máximo en circulación de valor nominal U$S 800.000.000 (o su equivalente en otras monedas) (el “ Programa ”). El Programa fue aprobado por resoluciones de las Asambleas Generales Extraordinarias de Accionistas de la Sociedad del 2 de julio de 2008, del 17 de abril de 2013 y del 31 de mayo de 2016 y del 4 de enero de 2018 y por Resoluciones del Directorio de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) Nº 15.987 de fecha 25 de septiembre de 2008, N° 17.245 de fecha 12 de diciembre de 2013 y N°18.345 de fecha 10 de noviembre de 2016 y Disposición de la Gerencia de Emisoras de la CNV DI-2018-52-APN-GE#CNV de fecha 26 de octubre de 2018.

A continuación se detallan las principales características de las emisiones vigentes al 31 de diciembre de 2018 en el marco del Programa Global:

	ON Clase XVIII	ON Clase XX	ON Clase XX (Retap)	ON Clase XXI
Fecha de emisión	20/11/2015	20/01/2017	30/01/2018	23/11/2018
Monto colocado	USD 20.000.000	USD 350.000.000	USD 150.000.000	USD 51.503.944
Tasa de interés	2% nominal anual	8,75% nominal anual	8,75% nominal anual	12% nominal anual
Destino de los fondos	Financiar parcialmente la ejecución de los proyectos Parque Eólico Madryn I.	Pago y / o prepago de los pasivos de algunas compañías. Financiar parcialmente proyectos productivos o infraestructura para la generación de energía eléctrica en Argentina	Financiar parcialmente proyectos productivos o infraestructura para la generación de energía eléctrica en Argentina	Pago y / o prepago de los pasivos de algunas compañías. Financiar proyectos productivos para la generación de energía eléctrica en Argentina
Fecha de vencimiento	20/11/2020	20/01/2022	20/01/2022	23/11/2020
Consideraciones especiales	Sin garantía	Sin garantía	Sin garantía	Sin garantía

Con fecha 20 de enero de 2017, la Sociedad llevó a cabo su primera emisión de deuda en el mercado internacional bajo el Programa (ON Clase XX) por un monto total de USD350.000.000, sin garantía, con vencimiento en un único pago a 5 años de plazo e intereses a una tasa equivalente al 8,75% anual, pagaderos en forma semestral (las “ONs Clase XX”). Los fondos provenientes de dicha emisión fueron destinados a la refinanciación de pasivos (principalmente para el pago de ON II y III, el préstamo sindicado otorgado por los bancos Banco Itaú SA, Industrial Comercial Bank of China (Argentina) SA y Banco Macro SA, los dos préstamos otorgado por Banco Hipotecario SA, y el pago de las ONs XVII y XIX) y a inversiones en los proyectos de expansión de la Sociedad y en capital de trabajo. Como parte de los términos de esta emisión, la Sociedad ha asumido ciertos compromisos incluyendo, entre otros: a) la recompra de los títulos en caso de un cambio de control accionario

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

55

en la Sociedad, b) disposiciones de incumplimiento cruzado para montos mayores a USD20 millones, c ) el cumplimiento de ciertos ratios financieros como requisito para nuevos endeudamientos, y d) limitaciones al pago de dividendos en ciertas circunstancias, a la creación de gravámenes sobre los activos, ingresos u obligaciones de la Sociedad, a la disposición de sus activos, a fusiones y escisiones, a ciertas transacciones con partes relacionadas y a ciertos tipos de inversiones.

El 30 de enero de 2018, la Compañía realizó una nueva emisión de obligaciones negociables con vencimiento en 2022 por un monto de USD 150.000.000. Los Bonos se consolidan con, y forman una sola serie con, el monto de capital de USD 350.000.000 de las ONs Clase XX. Los Bonos se han convertido en totalmente fungibles con las obligaciones iniciales y tienen los mismos términos y condiciones (excepto por la fecha de emisión, el precio de emisión y la fecha inicial de pago de intereses). El producto de esta emisión se utilizó para financiar inversiones en proyectos de expansión de la Compañía y capital de trabajo. El Precio de Emisión fue de 109% más intereses devengados a partir del 20 de enero de 2018, lo que implica un rendimiento del 5.967% anual. El ingreso bruto alcanzó USD 163.500.000.

El 23 de noviembre de 2018, se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXI en el marco del Programa Global por un monto de US $ 51,503,944 millones, a una tasa fija nominal anual del 12%, cuyos intereses se pagarán trimestralmente. La clase XXI expira 24 meses después de la fecha de emisión. Los fondos de la Clase XXI se utilizarán para refinanciar pasivos a corto plazo y financiar el plan de inversión productiva para el proceso de generación de energía eléctrica.

9.2. OTROS ACUERDOS DE FINANCIACIÓN

9.2.1. Obligaciones negociables simples

El 21 de diciembre de 2018, la Compañía emitió obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones y no garantizadas, por un valor nominal de US $ 50,000,000 con vencimiento el 22 de enero de 2022, de conformidad con las resoluciones de la junta de accionistas. 9 de octubre de 2018 y 3 de diciembre de 2018. Las Obligaciones Negociables fueron colocadas en forma privada y suscritas por ciertos accionistas de la Compañía. El destino de los fondos de la emisión de las Obligaciones Negociables se destinará a inversiones productivas de la Compañía y / o sus subsidiarias y / o a la cancelación y / o pre-cancelación de la deuda a corto plazo de la Compañía. El instrumento incluye una tarifa de retribución y tiene una tasa de interés inicial del 13% más los incrementos anuales. La Compañía tiene en todo momento el derecho a pagar los intereses en especie (PIK).

9.2.2. Préstamo Banco Macro S.A.

El 27 de septiembre de 2018, la Compañía obtuvo una línea de crédito otorgada por Banco Macro SA, por un monto máximo de capital de hasta US $ 20 millones, el cual, a la fecha, ha sido desembolsado en su totalidad y cuyo vencimiento es de 60 días calendario desde el 27 de septiembre de 2018.

La totalidad del capital adeudado y los intereses devengados fueron cancelados por completo el 31 de diciembre de 2018.

9.2.3. Préstamo Banco Provincia S.A.

El 10 de agosto de 2017, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 4 millones con el Banco Provincia para gastos de capital de trabajo. El principal adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 6 de febrero de 2018. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente al 1.9% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 19 de julio de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 5.5 millones con el Banco Provincia S.A. para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos. El principal adeudado en virtud de este préstamo debe pagarse en un solo pago el 19 de enero de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente al 5,5% pagadero mensualmente.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

56

El 2 de noviembre de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 4.35 millones con el Banco Provincia S.A. para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos. El principal adeudado en virtud de este préstamo debe pagarse en un solo pago el 1 de abril de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente al 5,5% pagadero mensualmente.

9.2.4. Préstamo Banco Ciudad

El 7 de diciembre de 2016, la Compañía suscribió un contrato de préstamo por un monto de USD 10 millones con Banco Ciudad, para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo debe pagarse en 10 cuotas trimestrales consecutivas a partir del noveno mes, y el pago final se realizará el 7 de diciembre de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente a Libor + 6%, pagadero trimestralmente.

El 25 de septiembre de 2017, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 6 millones con Banco Ciudad para gastos de capital de trabajo. El principal adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 25 de marzo de 2018. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente a 4.5% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 5 de julio de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 5.85 millones con Banco Ciudad para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos. El principal adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 2 de octubre de 2018. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente al 6% anual, pagadero al vencimiento.

El 5 de octubre de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 5.5 millones con el Banco Ciudad para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos. El principal adeudado en virtud de este préstamo se pagará en un solo pago el 3 de abril de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente al 8% anual, pagadero al vencimiento.

9.2.5. Préstamo Banco ITAU S.A.

El 2 de agosto de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 7 millones con Banco Itau SA para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 30 de enero de 2019 y una tasa de interés equivalente al 5.75% anual, a pagar al vencimiento.

El 22 de agosto de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 10 millones con Banco Itau SA para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 3 de marzo de 2019 y una tasa de interés equivalente a 5.85% anual a pagar al vencimiento

9.2.6. Préstamo Banco Industrial y Comercial de China

El 21 de diciembre de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 10 millones con el Banco Industrial y Comercial de China (Argentina) para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 21 de marzo de 2019 y una tasa de interés equivalente a 6.85% anual, pagadero al vencimiento.

9.2.7. Préstamo Banco Chubut S.A.

El 12 de diciembre de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 10 millones con Banco Chubut SA para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 18 de junio de 2019 y una tasa de interés equivalente al 8,5% anual a pagar mensualmente.

9.2.8. Préstamo Banco de Servicios y Transacciones S.A.

El 20 de septiembre de 2018, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 2 millones con el Banco de Servicios y Transacciones S.A. para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 19 de diciembre de 2018 y tasa de interés equivalente a 7.5% anual, pagadero al vencimiento.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

57

9.2.9. Préstamo Banco Hipotecario S.A.

El 14 de septiembre de 2018, Genneia firmó un Contrato de Préstamo por un monto de USD 10 millones con Banco Hipotecario S.A. para capital de trabajo y / o refinanciamiento de pasivos, con vencimiento en un solo pago el 13 de diciembre de 2018 y una tasa de interés equivalente al 13.5% anual a pagar mensualmente.

9.2.10.Préstamo GETSA/GEDSA

El 22 de noviembre de 2017, GETSA/GEDSA celebró un contrato de préstamopor un monto de USD 45.000.000 con el Banco Industrial y Comercial de China (Argentina) Sucursal SA Dubai ("ICBC Dubai"), Sucursal Banco Itaú Unibanco SA Nassau ("Itau Nassau") ), Banco Hipotecario SA ("BH") y Banco de Crédito y Securitización SA ("BACS"), para financiar la adquisición de GETSA. El capital se pagará en 12 cuotas trimestrales y consecutivas. La primera correspondiente al 22 de febrero de 2018 y la última, el 22 de febrero de 2020. La tasa de interés de financiamiento equivale a una tasa Libor más un 5,5%, que se pagará trimestralmente. El préstamo ha sido otorgado a la GETSA/GEDSA sin garantías.

9.2.11.Fideicomiso financiero Loma Blanca Serie I

A fin de obtener el financiamiento necesario para el proyecto de Parque Eólico Loma Blanca, en diciembre de 2011 ICERSA decidió:

• (i) la emisión de obligaciones negociables (en adelante “ON”), las cuales han sido suscriptas en su totalidad por los fiduciantes (Isolux Corsán Argentina S.A. e Isolux Ingeniería S.A.);

• (ii) la constitución del fideicomiso financiero denominado “Loma Blanca Serie I” bajo el cual se emitieron valores fiduciarios con oferta pública por un monto de USD 103.000.000, cuyo activo fideicomitido es conformado por las obligaciones negociables, cuyos derechos de cobro le son cedidos al fideicomiso por los fiduciantes.

El detalle de los valores fiduciantes es el siguiente:

• (a) Valores de Deuda de Clase A por un valor nominal en Pesos equivalente a USD29.890.000 ("VDA"); y

• (b) Valores de deuda clase B por un valor nominal de USD 73.110.000. ("VDB")

Al 31 de diciembre de 2018 y 2017, los VDA están totalmente cancelados. Los VDB, devengan intereses a una tasa de referencia nominal (LIBOR a 30 días) más un margen del 8% nominal por año. Los VDRB y sus intereses se pagan mensualmente. La fecha límite para pagos es el 31 de diciembre de 2026.

El 22 de diciembre de 2011, Parque Eólico Loma Blanca IV SA y los Fideicomitentes suscribieron un contrato de suscripción con el Banco de la Nación Argentina, en el que el banco acepta las condiciones establecidas en el mismo, para suscribir e integrar los VDB que no están suscritos por terceros al final del Período de Suscripción, hasta un valor nominal equivalente a USD 73.110.000.

Como consecuencia del cambio de los accionistas, los nuevos accionistas de la Compañía asumieron la posición contractual de los vendedores según el acuerdo de compra de acciones y el artículo 11 (ix) del Contrato de Fideicomiso con el fin de implementar el cambio de accionista, reemplazando a Grupo Isolux Corsan SA por Sideli SA, y luego Genneia SA.

Al 31 de diciembre de 2018, el pasivo relacionado con VDB asciende a 1.852.764, siendo 605.896 clasificados como corrientes y 1.246.868 como no corrientes.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

58

9.3. PROJECT FINANCE SIN RECURSO

9.3.1. Financiamiento del Proyecto Pomona

El 8 de junio de 2018, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. (“GVSO”), subsidiaria totalmente controlada por la Sociedad, celebró contratos de financiamiento para el parque eólico de Pomona I. Este acuerdo de financiamiento comprende hasta USD 142 millones que se utilizarán para hacer frente a los costos de construcción y puesta en marcha del proyecto.

Los acuerdos de financiamiento incluyen un préstamo garantizado sin recurso a 16 años otorgado por Kreditanstalt FürWiederaufbau, Kfw Ipex-Bank Gmbh (KfW) y préstamo sin garantía ni recurso a la Sociedad por 15 años otorgado por DEG - Deutsche Investitionsk - Und Entwicklungsgesellschaft Mbh (DEG). El préstamo de KfW está garantizado por la Agencia de Crédito a la Exportación de Alemania Euler Hermes, a través de un acuerdo integral de crédito comercial y político para la exportación.

El 31 de agosto de 2018 se cumplieron satisfactoriamente la totalidad de condiciones precedentes para desembolso establecidas en los contratos de financiamiento. A partir de dicha fecha, los desembolsos de fondos han sido recibidos acorde a la documentación financiera.

Los acuerdos de financiamiento contienen cláusulas que limitan la habilidad de GVSO de pagar dividendos y prevén el otorgamiento de diversas garantías en favor de los acreedores, entre las que se encuentran la cesión de los derechos reales de usufructo sobre los inmueble del Proyecto , cesiones directas, fiduciarias o en garantía, totales o parciales, de ciertos derechos de GVSO, incluyendo los derechos de cobro bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable celebrado con CAMMESA, seguros y otros documentos relacionados con el Parque; prenda sobre acciones representativas del 100% del capital social de GVSO, garantías sobre cuentas bancarias y prenda sobre los activos principales de GVSO, todas características del Proyect Finance tradicional sin recurso.

9.3.2. Financiamiento del Proyecto Villalonga y Chubut Norte

El 19 de junio de 2018, Genneia Vientos Argentinos S.A. (“GVA”) y Genneia Vientos del Sur S.A. (“GVS”), subsidiarias totalmente controladas por la Sociedad, celebraron contratos de financiamiento para los parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I por hasta US $ 130.7 millones que se utilizarán para hacer frente a los costos de construcción y puesta en marcha de dichos proyectos.

Los acuerdos de financiamiento incluyen tramos garantizados y tramos no garantizados. La Agencia de Crédito de Exportación de Dinamarca (EKF) otorga directamente un primer Tramo, y Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) otorga el segundo Tramo. El Tramo otorgado por SMBC está garantizado por EKF a través de un acuerdo de garantía de crédito de exportación comercial y político integral.

Adicionalmente, el financiamiento incluye dos tramos no garantizados. Un préstamo a 15 años no garantizado y sin recurso otorgado por la Corporación Andina de Fomento (CAF) y un préstamo a 15 años no garantizado y sin recurso otorgado por Nederlandse Financierings-Maatschappij Voor Ontwikkelingslanden NV (FMO). Los fondos de desembolso están sujetos a la satisfacción de ciertas condiciones precedentes acordadas.

El 26 de octubre se cumplieron todas las condiciones previas al desembolso establecido en los convenios de financiamiento. A partir de esa fecha, los desembolsos de fondos se han recibido de acuerdo con la documentación financiera. El primer desembolso incluye el reembolso de ciertos anticipos a los proyectos financiados por Genneia S.A. Este reembolso tiene un impacto positivo significativo en la liquidez de Genneia SA.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

59

Los acuerdos de financiamiento contienen cláusulas que limitan la habilidad de GVA y GVS de pagar dividendos y prevén el otorgamiento de diversas garantías en favor de los acreedores, entre las que se encuentran hipotecas sobre los inmuebles del Proyecto, cesiones directas, fiduciarias o en garantía, totales o parciales, de ciertos derechos de GVA y GVS, incluyendo los derechos de cobro bajo los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable celebrados con CAMMESA, seguros y otros documentos relacionados con los Parques; prenda sobre acciones representativas del 100% del capital social de GVA y GVS, garantías sobre cuentas bancarias y prenda sobre los activos principales del Proyecto.

A la fecha de los presentes estados contables se celebraron los respectivos contratos por medio de los cuales se instrumentan las garantías indicadas en el párrafo precedente.

9.4. LIMITACIONES CONTRACTUALES DE PAGOS DE DIVIDENDOS

Algunos de los proyectos en nuestra cartera están sujetos a financiamientos de proyectos que contienen ciertos convenios financieros y pruebas de distribución, incluidos los índices de cobertura del servicio de la deuda. En general, estos financiamientos de proyectos contienen convenios habituales para estos tipos de financiamientos, incluidas las limitaciones de inversiones y pagos restringidos. Se permite que cada uno de estos proyectos pague las distribuciones con efectivo disponible una vez que se cumplan ciertas condiciones, incluyendo que las reservas se financien con efectivo o apoyo crediticio, no se ha producido ningún incumplimiento o evento de incumplimiento bajo los financiamientos aplicables y continúa al momento de dichos distribución o resultaría de la misma, y cada proyecto cumple con los convenios de financiamiento del proyecto y se cumple con el índice de cobertura de servicio de deuda mínimo aplicable. Finalmente, bajo el Acuerdo de Accionistas, la aprobación para distribuir dividendos a los accionistas requiere el voto de una mayoría calificada del capital social de la Compañía.

NOTA 10 - REMUNERACIÓN DE LA ADMINISTRACIÓN

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, los honorarios de los directores y las remuneraciones a ejecutivos claves fueron imputadas al rubro “Gastos de administración” del estado individual del resultado integral. Los honorarios y las remuneraciones de los directores y ejecutivos clave de la Sociedad por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 y 2017 ascienden a 50.362 y 32.725, respectivamente, siendo los mismos beneficios de corto plazo y constituyendo los únicos beneficios otorgados a directores y ejecutivos claves.

El 7 de febrero de 2018, la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó la posibilidad de emitir un total de 858,671 acciones (menos del 1% del total de acciones de la Compañía) a la gerencia clave y otros altos directivos de la Compañía, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones.

La Sociedad no posee planes de beneficio a largo plazo para sus empleados y de pagos basados en acciones.

NOTA 11 - PRINCIPALES CONTINGENCIAS, RECLAMOS Y ACTIVOS CONTINGENTES

11.1 Reclamo ingresos brutos Gasoducto Patagónico

La Dirección General de Rentas de la Provincia de Chubut (la “DGR”) ha practicado un ajuste fiscal por el concepto de ingresos brutos, con relación a ciertos ingresos de la Sociedad vinculados a la construcción del Gasoducto Patagónico, con más los intereses que pudieren corresponder. El capital y multa reclamada es de aproximadamente $ 5,3 millones más intereses. Luego de diversos recursos planteados por la Sociedad que fueran desestimados tanto en sede administrativa como judicial, la DGR inició un juicio de apremio contra la Sociedad por cobro del impuesto más sus intereses y multa, por un total de $ 18,4 millones más costas, cuya demanda de intimación de pago fue formalmente notificada a la Sociedad y en relación a la cual la Sociedad interpuso diversas excepciones solicitando su rechazo. El juzgado interviniente rechazó el apremio en el año 2016 y en ese mismo año la DGR volvió a iniciar un nuevo juicio de apremio, en el cual, la Sociedad planteó las excepciones de prescripción y de inconstitucionalidad. En el expediente de apremio la Sociedad presentó espontáneamente una póliza de caución por el importe total más un 20% para futuros intereses y costas (por un importe de 18,4 millones), con el objeto de sustituir un embargo preventivo por dicho importe ordenado por el Juzgado interviniente. Sobre la base de la opinión de sus asesores externos, la Sociedad estima que son altas las chances de que el apremio resulte nuevamente rechazado por caducidad de la instancia o por la excepción de prescripción opuesta.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

60

11.2 Reclamos administrativos ingresos brutos generación de energía DGR Chubut

11.2.1 En noviembre de 2016, la DGR presentó un reclamo administrativo contra la Sociedad por pago del impuesto a los ingresos brutos con relación a las actividades desarrolladas por ésta como generadora de energía por los períodos fiscales (i) 3 a 4 de 2011, (ii) 3, 5 a 12 de 2012; (iii) 1 a 12 de 2013; (iv) 1 a 12 de 2014; (v) 1 a 12 de 2015; y (vi) 1 a 9 de 2016 por la suma de $ 35,7 millones en concepto de capital y $ 14,6 millones en concepto de intereses liquidados al 29 de noviembre de 2016, sobre el cual la Sociedad ha presentado oportunamente su descargo. El reclamo se fundamenta en que la DGR rechaza la exención invocada por la Sociedad en base a las reglamentaciones en materia de estabilidad fiscal para obras y actividades de generación de energías renovables en la Provincia de Chubut y en la Ley N°15.336 de protección de las obras de infraestructura eléctrica y de la libre circulación de la energía eléctrica.

En enero de 2017, la Sociedad fue notificada del inicio de un sumario por la DGR por la presunta comisión de una infracción tipificada en el artículo 43 del Código Fiscal. En febrero de 2017, la Sociedad presentó un descargo contra dicho sumario, el cual, a la fecha del presente se encuentra pendiente de resolución.

11.2.2 En septiembre de 2017, la DGR presentó un reclamo administrativo contra la Sociedad por pago del impuesto a los ingresos brutos con relación a las actividades desarrolladas por ésta como generadora de energía térmica por los períodos fiscales 10 de 2016 a 5 de 2017 por la suma de $ 5,4 millones en concepto de capital y $ 500.000 en concepto de intereses liquidados al 19 de julio de 2017, sobre el cual la Sociedad ha presentado oportunamente su descargo. El reclamo se fundamenta en que la DGR rechaza la exención invocada por la Sociedad en base a la Ley N°15.336 de protección de las obras de infraestructura eléctrica y de la libre circulación de la energía eléctrica.

11.2.3 En diciembre de 2017, la DGR presentó un reclamo administrativo contra la Sociedad por pago del impuesto a los ingresos brutos con relación a las actividades desarrolladas por ésta como generadora de energía térmica por los períodos fiscales 6 a 10 de 2017 por la suma de $ 8 millones en concepto de capital y $ 800.000 en concepto de intereses liquidados al 29 de diciembre de 2017, sobre el cual la Sociedad ha presentado oportunamente su descargo. El reclamo se fundamenta en que la DGR rechaza la exención invocada por la Sociedad en base a la Ley N°15.336 de protección de las obras de infraestructura eléctrica y de la libre circulación de la energía eléctrica. En mayo de 2018, la Sociedad fue notificada del inicio de un sumario por la DGR por la presunta comisión de una infracción tipificada en el artículo 43 del Código Fiscal. En mayo de 2018, la Sociedad presentó un descargo contra dicho sumario, el cual, a la fecha del presente se encuentra pendiente de resolución.

Según la opinión de asesores externos, la Sociedad considera que, en caso de llegar estos reclamos a ser dirimidos en sede judicial, son altas las probabilidades de que estos reclamos de la DGR resulten rechazados en sede judicial.

11.3 Reclamo administrativo ingresos brutos generación de energía ARBA

Mediante la Resolución 892/2017, ARBA inició un procedimiento de determinación de oficio dirigido a determinar las supuestas diferencias adeudadas por la Sociedad por pago del impuesto a los ingresos brutos con relación a las actividades desarrolladas por ésta como generadora de energía térmica por los anticipos 1 a 12 de 2011 por una suma de $ 2 millones en concepto de capital, sobre el cual la Sociedad ha presentado oportunamente su descargo. El reclamo se fundamenta en que según ARBA, la Sociedad habría aplicado erróneamente la alícuota del cero por ciento respeto de la actividad “Generación de energía térmica convencional” en el período fiscalizado. En noviembre de 2017, ARBA notificó la resolución determinativa de oficio mediante la cual resolvió: (i) determinar la obligación fiscal de la Sociedad por el impuesto a los ingresos brutos período fiscal 2011 por un total de $ 3,5 millones; (ii) establecer que las diferencias adeudadas ascenderían a $ 2 millones más intereses, y (iii) aplicar una multar por omisión equivalente al 20% del impuesto omitido. En enero de 2018, la Sociedad apeló ante el Tribunal Fiscal de Apelación de la Provincia de Buenos Aires.

Según la opinión de asesores externos, la Sociedad considera que son altas las probabilidades de que el reclamo de ARBA resulte rechazado en sede judicial.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

61

11.4 Reclamo Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”)

El 6 de febrero de 2014, la AFIP ha determinado que la Sociedad ha omitido aplicar la alícuota diferencial del 21% en las contribuciones de seguridad social por su actividad de generación de energía eléctrica de fuente convencional por los períodos 05/2010 a 12/2010, por entender que la misma revestiría una actividad de servicios sujeta a dicha alícuota del 21%, en lugar de revestir una actividad industrial sujeta a una alícuota del 17% tal como ha sido aplicada por la Sociedad. El monto del reclamo por capital es de $ 433.000, más una multa por $ 293.000 más los intereses.

Con fecha 16 de abril de 2014, GENNEIA interpuso recurso de apelación por ante la Cámara Federal de la Seguridad Social respecto a la deuda y sanción de multa que fueran confirmadas por la autoridad administrativa. Con fecha 19 de noviembre de 2014 el Fisco Nacional notificó a GENNEIA el rechazo del recurso de apelación interpuesto por ante la Cámara Federal de la Seguridad Social, lo que motivó que el 12 de diciembre de 2014, se interpusiera recurso de queja por recurso de apelación denegado ante la misma Cámara Federal de la Seguridad Social. El 21 de junio de 2017, se notificó a la Compañía que la Cámara Federal de la Seguridad Social había admitido el recurso de queja y ordenó a la AFIP que eleve las actuaciones administrativas.

Según la opinión de sus asesores legales externos, la Sociedad entiende que existen sólidos argumentos para soportar el tratamiento aplicado a sus contribuciones de seguridad social y lograr por lo tanto revertir la determinación de la AFIP por la vía recursiva mencionada.

11.5 Procedimientos ante la Secretaría de Industria

El 25 de febrero de 2014 la Sociedad fue notificada de la Resolución N° 23 (la “Resolución”), dictada el 14 de febrero de 2014 por la Secretaría de Industria y Servicios de la Nación (la “Secretaría de Industria”). La Resolución (i) declaró que la Sociedad, como contratista de ENARSA, ha incumplido con el Régimen legal llamado “Compre Trabajo Argentino” (el “Régimen de Compre Trabajo Argentino”) al momento de la adquisición a una compañía extranjera de un transformador de potencia para la central térmica de Bragado de la Sociedad; (ii) determinó que dicha adquisición del transformador de potencia era nula y sin efecto; y (iii) decidió notificar a la Secretaría de Planificación Territorial y Coordinación de Obra Pública (la “Secretaría de Planificación”, denominada al momento de la notificación Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios) para la determinación de sanciones adicionales. En junio de 2014, presentó una demanda ante el Juzgado Nacional de Primera Instancia en lo Contencioso Administrativo N°5 solicitando la anulación de la Resolución. A la fecha de este balance dicha causa se encuentra en etapa de producción de pruebas.

La Compañía también es parte de otro procedimiento ante la Secretaría de Industria en relación con supuestas infracciones al régimen legal de "comprar trabajo en Argentina". A la fecha de emisión de estos estados financieros individuales, la Secretaría de Industria no ha emitido una decisión con respecto a estos procedimientos.

El Régimen de Compre Trabajo Argentino establece que, en caso de incumplimiento de sus disposiciones, entre otras cosas, el ministerio pertinente deberá temporariamente prohibir, por un período de tiempo determinado (de 3 a 10 años), al Gobierno Argentino, sus organismos, entidades descentralizadas y empresas del Estado para que le concedan futuros acuerdos, concesiones, permisos o licencias a la empresa afectada.

En relación con los procedimientos ante la Secretaría de Industria descriptos anteriormente, el 4 de julio de 2014, la Compañía solicitó a la Secretaría de Planificación la suspensión de la Resolución N° 23 y cualquier procedimiento administrativo para sancionarnos por los mismos motivos que la Resolución N° 23, hasta que haya una resolución firme de la justicia federal. A la fecha de este balance, la Secretaría de Planificación no ha emitido una decisión con respecto a nuestra petición.

Con base en la opinión de nuestro asesor externo, la Sociedad considera que (i) tiene fundamentos jurídicos y fácticos razonables para obtener la anulación judicial de la Resolución N° 23 u otras resoluciones que nos declaran en violación del régimen legal de "compre trabajo argentino" y rechazar una penalización, en su caso, que pueda ser impuesta por la Secretaría; y (ii) un resultado adverso en los procedimientos no afectaría nuestros PPA existentes o los PPA que la Compañía espera celebrar en relación con nuestros proyectos de expansión.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Director titular y autorizado

62

11.6 Reclamo administrativo de la Municipalidad de Paraná (Entre Ríos) respecto del pago de la Tasa por Inspección Sanitaria, Higiene, Profilaxis y Seguridad (“TISeH”)

Con fecha 29 de diciembre de 2014, la Sociedad fue notificada del inicio de un procedimiento de determinación de oficio en virtud del cual se ajustaron las bases imponibles declaradas por la Sociedad para liquidar la TISeH, impugnando el criterio de la Sociedad que venía calculado la base imponible considerando los ingresos directos provenientes de venta de energía generada por la Central Térmica Paraná y sin incluir en dicha base los ingresos por potencia puesta a disposición y sin aplicar las disposiciones del Convenio Multilateral. En virtud de este ajuste, se reclaman a la Sociedad aproximadamente $ 3,2 millones de capital y $ 5,4 millones de intereses al 31 de diciembre de 2018. Con fecha 20 de enero de 2015 la Sociedad presentó su descargo contra el ajuste notificado.

Vinculado con este reclamo, el 6 de abril de 2015 se presentó una acción declarativa de inconstitucionalidad, con pedido de medida cautelar de suspensión administrativa, anta la Justicia Federal de Paraná con el objeto de evitar el pago previo del tributo en sede administrativa y de generar en forma anticipada una instancia judicial independiente para cuestionar la legalidad del tributo exigido. La primera y segunda instancia del Juzgado Federal se pronunció sobre su incompetencia, por lo cual la Compañía presentó, el 30 de junio de 2017, una nueva acción declarativa de inconstitucionalidad basada en diferentes motivos y en diferentes períodos. El Tribunal Federal dictaminó nuevamente sobre su falta de jurisdicción, por lo cual la Compañía presentó una nueva apelación. Dicha apelación ha sido recientemente confirmada por la Cámara Federal de Paraná, atento lo cual la Sociedad presentó un recurso extraordinario federal contra dicha decisión ante la Corte Suprema de Justicia de la Nación.

Si bien en sede administrativa las probabilidades de éxito son bajas, considerando que se inició la instancia ante la Justicia Federal, la Sociedad y sus asesores externos entienden que la estrategia global de defensa de la Sociedad presenta razonables probabilidades de lograr que se evite el pago de este reclamo y dejar sin efecto judicialmente el reclamo fiscal.

11.7 Acciones declarativas de certeza contra Estado Nacional-AFIP-DGI.

11.7.1 En el mes de abril de 2014, la Sociedad promovió una acción declarativa de certeza contra el Estado Nacional-AFIPDGI, la cual quedó radicada en el Juzgado en lo Contencioso Administrativo Federal N° 2 de la Ciudad de Buenos Aires, a fin de que se declare la inconstitucionalidad de la aplicación a la Sociedad del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta (“IGMP”) por los períodos fiscales 2013, 2014 y 2015 hasta tanto la Sociedad absorba definitivamente sus quebrantos impositivos.

La demanda fue contestada oportunamente por la AFIP y se terminó la etapa probatoria El 21 de febrero de 2019, el juzgado rechazó la acción de la Sociedad. Con fecha 27 de febrero de 2019 la Sociedad apeló dicha sentencia.

11.7.2 En el mes de noviembre de 2018, la Sociedad promovió una acción declarativa de certeza contra el Estado NacionalAFIP-DGI, la cual quedó radicada en el Juzgado Federal de Primera Instancia en lo Civil y Comercial y Contencioso Administrativo N° 1 de San Martín, a fin de que se declare la inconstitucionalidad de la aplicación a la Sociedad del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta (“IGMP”) por los períodos fiscales 2016 y 2017 hasta tanto la Sociedad absorba definitivamente sus quebrantos impositivos. A la fecha de los presentes estados contables está pendiente de que se ordene el traslado de la demanda.

11.7.3 En el mes de noviembre de 2018, la subsidiaria Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. (“PELBIV”) promovió una acción declarativa de certeza contra el Estado Nacional-AFIP-DGI, la cual quedó radicada en el Juzgado Nacional en los Contencioso Administrativo Federal N° 4, a fin de que se declare la inconstitucionalidad de la aplicación a PELBIV del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta (“IGMP”) por el período 2017 respecto de la situación financiera de PELBIV. A la fecha de los presentes estados contables está pendiente de que se ordene traslado de la demanda.

Sobre la base de la opinión de sus asesores externos, la Sociedad considera que existen sólidos argumentos para sustentar las declaraciones de inconstitucionalidad solicitadas y esperar un resultado judicial favorable a los intereses de la Sociedad.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

63

11.8 Situación con ENARSA.

Créditos y pasivos con ENARSA

Desde el año 2011 tanto la Sociedad como ENERSUD comenzaron a acumular deudas con ENARSA por compras de gas natural, como consecuencia del extendido retraso por el Estado Nacional en la implementación del proceso de reemplazo de los contratos de suministro de energía con ENARSA bajo el Programa Energía Distribuida con nuevos contratos con CAMMESA bajo la Res. SE 220/07, demora que tenía un impacto financiero adverso significativo para la Sociedad. Por otro lado, al mismo tiempo comenzaron a acumularse diversos saldos vencidos a cobrar de ENARSA por facturas de generación y acreencias no registradas por diferencias de tipo de cambio entre la fecha de facturación y fecha de efectivo pago. Luego de haber comenzado la concreción de dicho proceso de reemplazo a partir del mes de diciembre de 2012, en reiteradas oportunidades la Sociedad procuró conciliar de común acuerdo con ENARSA las cuentas recíprocas referidas. Habiendo agotado sin éxito dichos esfuerzos, entre los días 10 y 16 de diciembre de 2015, la Sociedad efectuó a ENARSA los siguientes pagos:

(i) Facturas emitidas por ENARSA a ENERSUD en el marco de ciertos contratos de venta de gas natural celebrados entre ENARSA y ENERSUD, en un equivalente a USD 21.373.852;

(ii) Facturas emitidas por ENARSA a la Sociedad, en un equivalente a USD 14.043.922, en el marco de ciertos contratos de venta de gas natural celebrados entre ENARSA y la Sociedad; y

(iii) Facturas por AR$ 1.693. 231 y AR$ 675.535 emitidas por ENARSA a la Sociedad y ENERSUD, respectivamente, en concepto de Fondo Fiduciario Art. 75 Ley 25.565.

En forma concomitante a dichos pagos, la Sociedad notificó a ENARSA que el saldo de otras facturas emitidas por ENARSA a la Sociedad por un equivalente a USD 38.205.515 en el marco de los contratos de venta de gas precedentemente referidos, la Sociedad lo consideraba cancelado al encontrarse reunidos los requisitos para que opere su compensación legal con obligaciones igualmente exigibles de ENARSA con la Sociedad en concepto de saldo impago de ciertas facturas y diferencias por variaciones en el tipo de cambio devengadas bajo contratos de provisión de energía eléctrica celebrados entre la Sociedad y ENARSA, hasta alcanzar dicha suma equivalente a USD 38.205.515 y desde cada momento en que las obligaciones de ambas partes objeto de compensación legal coexistieron.

A través de una notificación enviada por ENARSA a la Compañía el 11 de octubre de 2017, ENARSA continúa reclamando el pasivo por la Venta de Gas y, por lo tanto, ignora implícitamente dicha compensación establecida por la Compañía, e invita a la Compañía a conciliar cuentas.

En base a la opinión de su asesor externo, la Compañía considera que la compensación realizada es de naturaleza legal y tiene sólidas bases legales y fácticas para revocar cualquier reclamo potencial de ENARSA que rechace la cancelación de las obligaciones mutuas, incluido cualquier posible reclamo de intereses en relación con las facturas de ENARSA.

Reclamo PUI y GUI

Por otro lado, por medio de cartas documento recibidas en el mes de noviembre de 2015, ENARSA intimó a la Sociedad y a su subsidiaria ENERSUD el pago de facturas por gas vendido por ENARSA en concepto de “Proveedor de Ultima Instancia” (“PUI”) y “Gas de Ultima Instancia” (“GUI”) en los términos de lo dispuesto en la Nota ENARGAS GT/GD/GDyE/GAL/I N°10414 del 7 de septiembre de 2011, Nota SE N° 6177/2011, Nota S.E. Nro. 8183/2013 y Notas ENARGAS GT/GD/GDyE/GAL/I Nro D 3976/2013 y 4624/2013, por un total reclamado a la Sociedad de USD 14.836.446, y un total facturado a ENERSUD de USD 1. 870.747. Genneia y ENERSUD han procedido a impugnar oportunamente dichas facturas y su derecho de cobro, por entender Genneia y ENERSUD, entre otros argumentos de sustento de su impugnación, que corresponde la facturación y pago del gas facturado dentro de un trato igualitario con el precio regulado del gas para generación, dada la utilización de los volúmenes facturados para consumo de las centrales térmicas de GENNEIA ubicadas en las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa (Provincia del Chubut) y Las Armas, Pinamar y Bragado (Provincia de Buenos Aires).

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

64

Basado en la opinión de nuestros asesores legales externos, la Sociedad considera que tiene sólidos argumentos legales y fácticos para revocar cualquier reclamo potencial de ENARSA con respecto a las facturas emitidas a precios GUI y PUI e intereses aplicables a éste, que excedan un precio que, aunque permanece indeterminado, debe determinarse judicialmente sobre la base del precio regulado para la generación (USD MMBTU 2,68).

11.9 Situación con CAMMESA

En el marco de los Contratos MEM celebrados bajo la Res. SE N° 220/2007 (centrales Concepción del Uruguay, Concepción del Uruguay II, Las Armas, Las Armas II, Matheu, Olavarría, Paraná y Pinamar), CAMMESA ha estado abonando las facturas emitidas por la Sociedad de modo parcial, ya que no incluye en dichos pagos los montos que surgen de la diferencia entre el tipo de cambio a la fecha de la liquidación y el tipo de cambio a la fecha del efectivo pago. En las ocasiones que CAMMESA ha reconocido diferencias originadas en el tipo de cambio, lo ha hecho entre la fecha de liquidación y la que unilateralmente ha considerado de “vencimiento”, que en la interpretación de CAMMESA no compartida por la Sociedad, sería 41 días después de dicha fecha.

En el año 2014 Genneia presentó un primer reclamo a CAMMESA exigiéndole las diferencias de tipo de cambio por la totalidad de las centrales nombradas entre diciembre de 2012 y noviembre de 2013, por un monto reclamado de USD 6.291.144. CAMMESA respondió rechazando el reclamo de Genneia, y elevó reclamo a la Secretaría para su resolución. A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la Secretaría no se ha expedido.

Mediante un segundo reclamo efectuado a CAMMESA el 3 de febrero de 2016, la Sociedad procedió a ampliar dicho primer reclamo de ajuste y pago de las diferencias de tipo de cambio bajo los Contratos de Abastecimiento MEM, a saber:

(i) Por un lado, en relación a las transacciones comprendidas entre los meses de abril de 2014 y septiembre de 2015, por un total por el período mencionado (neto de aquellas diferencias de cambio liquidadas por CAMMESA y tomadas a cuenta del total devengado), de USD 4.898.826; y

(ii) Por otro lado, en relación a las transacciones económicas del mes de octubre de 2015, corresponderá percibir diferencias de tipo de cambio por la suma aproximada adicional de USD 1.710.000.

En septiembre de 2018, la Sociedad solicitó la Secretaría de Energía un pronto despacho respecto del reclamo a CAMMESA. A la fecha de estos balances consolidados, la Secretaría de Energía aún no se ha expedido.

La Sociedad reconocerá contablemente dichas acreencias y otras acreencias por el mismo concepto devengadas con posterioridad, cuando sea virtualmente seguro que recibirá de CAMMESA los respectivos desembolsos.

11.10 Penalidad por Bragado II

La central eléctrica Bragado II inició su operación comercial en febrero de 2017. CAMMESA alegó un retraso por parte de la Compañía en el logro de la autorización comercial acordada en el PPA y, en consecuencia, aplicó una multa contractual y emitió una factura de AR$ 37.000.000. El 20 de marzo de 2017, la Compañía impugnó la multa y rechazó la factura. El 23 de mayo de 2017, CAMMESA rechazó los motivos de tal impugnación e invitó a la Compañía a iniciar un proceso de arbitraje. A la fecha del presente, CAMMESA no ha iniciado dicho proceso.

En septiembre de 2018 CAMMESA, con invocación de una resolución de la Secretaría de Energía, rechazó la impugnación de la multa. El 19 de diciembre de 2018 Genneia presentó Recurso de Reconsideración y Jerárquico en subsidio con relación a lo resuelto por la Secretaría de Energía. CAMMESA comenzó en noviembre de 2018 a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Genneia, el importe total de la multa, en 48 cuotas en dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo.

Según la opinión de nuestros asesores legales externos, la Compañía considera que la multa de CAMMESA es infundada y no debe imputarse a la Compañía, por lo que existen sólidos argumentos para esperar un resultado judicial favorable a los intereses de la Sociedad ante una eventual acción judicial. Sin perjuicio de ello, dado que la multa es actualmente descontada de los cobros mensuales, la Sociedad, realizó una provisión por el valor actual estimado de la misma.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

65

11.11 Situación con Provincia del Chubut

El 12 de junio de 2007 Genneia firmó con la Provincia de Chubut el “Contrato para la instalación, operación y mantenimiento de equipamiento para generación termoeléctrica en las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa”. Tras la construcción de las centrales, parcialmente a partir del año 2011 y totalmente a partir de agosto 2013, la Provincia discontinuó los pagos de las facturas emitidas por la energía suministrada y la potencia puesta a disposición de ambas centrales. Genneia realizó numerosos requerimientos de pago ante la Dirección General de Servicios Públicos (“DGSP”).

Asimismo, el 10 de julio de 2014 Genneia presentó una primera reclamación resarcitoria ante la Secretaría de Infraestructura de la Provincia, que es un requisito obligatorio antes de iniciar el reclamo judicial de cobro. Además de las facturas adeudadas, se solicitó el pago urgente de montos esenciales para sostener el funcionamiento de las centrales. El 30 de diciembre de 2014 se presentó una ampliación de este reclamo, incluyendo vencimientos posteriores. Asimismo, se presentaron intimaciones formales de pago con fechas 28 de abril de 2014, 24 de septiembre de 2014, 20 de mayo de 2015, 29 de junio de 2015 y 8 de febrero de 2017.

Por la falta de pago de los saldos adeudados, el 22 de agosto de 2017, la Compañía notificó a la Provincia que la Compañía había declarado terminado el contrato exclusivamente por la Provincia de Chubut, y que continuaría en la operación de dichas plantas hasta que la Provincia recibiera la posesión de los activos que componen las Plantas dentro del plazo contractual máximo de 12 meses establecido a tal efecto en el Contrato, y sin perjuicio de los derechos de la Compañía para reclamar y exigir a la Provincia el cobro de las sumas adeudadas, bajo los mismos términos de pago establecidos en el Contrato. Dicha terminación fue declarada por la Compañía luego de brindarle a la Provincia múltiples oportunidades para subsanar su incumplimiento extendido y, por lo tanto, permitir a la Provincia, en la medida de lo posible, preservar un Contrato de interés público involucrado.

El 7 de noviembre de 2017, la Compañía presentó una demanda contra la Provincia de Chubut ante el Superior Tribunal de Justicia de la Provincia con respecto a ciertas facturas impagas adeudadas al 30 de noviembre de 2014 por un monto total de AR$ 76,8 millones más intereses devengados desde la fecha de vencimiento de cada factura a la tasa de interés que cobra el Banco de la Nación Argentina por descuento de papeles comerciales (AR$ 18,1 millones). La demanda comprende ciertas facturas impagas entre julio de 2011 y julio de 2013, junto con todas las facturas pendientes de pago desde agosto de 2013 hasta noviembre de 2014. La causa todavía no ha sido abierta a prueba. El 29 de diciembre de 2017, la Compañía presentó un reclamo administrativo con respecto a las facturas impagas restantes bajo el PPA y con respecto a una multa debida a la Compañía bajo el PPA por terminación anticipada. La Compañía tiene derecho a presentar un pleito adicional con respecto a la multa debida según el PPA.

El 6 de marzo de 2018, la Provincia de Chubut sancionó la Ley Provincial VII-82, de emergencia y consolidación de toda la deuda provincial exigible con anterioridad al 28/2/2018, la cual fue publicada en el Boletín Oficial de la Provincia de Chubut el 9 de marzo de 2018. Según los términos de esta ley, a fin de que la Compañía pueda cobrar los montos adeudados por la Provincia bajo el PPA, debía realizar una verificación de su crédito ante el Ministerio de Economía y Crédito Público de la Provincia de conformidad con un procedimiento que ha sido reglamentado por resolución 102/18 de dicho ministerio publicada el 26 de julio de 2018 en el Boletín Oficial de la Provincia. Conforme a la ley de emergencia, los saldos consolidados al 28 de febrero de 2018, se cancelarán mediante entrega de títulos públicos (TICADEP, Serie II), emitidos en pesos, amortizables con un año de gracia en 4 cuotas semestrales e iguales, y devengarán intereses a tasa BADLAR, pagadera trimestralmente. La Ley Provincial VII-82 establece que es condición para el cobro en estas condiciones el desistimiento del reclamo judicial y del derecho por los créditos objeto de la verificación y/o cualquier otro crédito contra la Provincia. La Compañía se presentó oportunamente a verificar su crédito contra la Provincia de Chubut (excluyendo la multa debida a la Compañía bajo el PPA por terminación anticipada del contrato imputable a la Provincia) por un monto total de $ 503.867.025. A la fecha de estos estados financieros, el Ministerio de Economía y Crédito Público de la Provincia no se ha expedido sobre el pedido de verificación de la Sociedad.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

66

Con fecha 24 de octubre de 2018, la Sociedad y la Provincia de Chubut celebraron un acuerdo por medio del cual, sin reconocer hechos ni derechos en relación a las sumas exigibles bajo el PPA hasta el 28 de febrero de 2018 ni en relación al multa debida bajo el PPA, las Partes acordaron: (i) un plan de pronto pago de las sumas adeudadas por la Provincia bajo el Contrato y que resulten exigibles a partir del 1 de marzo de 2018 hasta la fecha de entrega de las Centrales a la Provincia; (ii) concretar la devolución de las Centrales y transferencia del personal afectado a las mismas a la Provincia de Chubut el día 28 de febrero de 2019 sujeto al cumplimiento por parte de la Provincia del plan de pagos acordado; y (iii) la negociación del importe y forma de pago por la Provincia de Chubut de la multa por resolución contractual prevista en el PPA.

Con fecha 22 de febrero de 2019, se le notificó a la Compañía la Resolución 02/2019 del Ente Regulador de Servicios Públicos del Chubut, por medio de la cual dicho organismo suspendió la devolución de la Centrales a la Provincia de Chubut por un plazo de 60 días. A la fecha de estos estados contables la Compañía se encuentra analizando la estrategia para avanzar con la devolución de las Centrales a la Provincia de Chubut.

Basado en la opinión de nuestros asesores legales externos, la Sociedad considera que tiene sólidos argumentos para obtener una sentencia favorable si iniciara una demanda judicial. El monto total exigible de esta cuenta por cobrar al 31 de diciembre de 2018 y 2017 nominados en pesos argentinos es de 569.723 (169.398 corresponden a intereses) y 494.441 (169.398 corresponden a intereses), respectivamente.

11.12 Acuerdo Marco entre la Secretaria de Energía y GENNEIA. Fondo de inversión

Con fecha 18 de abril de 2012 la Sociedad celebró con la Secretaría de Energía un acuerdo marco para la renovación de los contratos en relación con Energía Distribuida I y Energía Distribuida II en virtud del cual se comprometió a ejecutar el proyecto de instalación de una o más centrales térmicas de Generación de Energía Eléctrica por una potencia total de 200 MW en un plazo de 7 años. Al respecto, GENNEIA se comprometió a la creación de un “Fondo de inversión”, con el objeto de garantizar y aportar parte del financiamiento requerido para las nuevas Centrales. El fondo se nutrirá mensualmente a partir del 1 de octubre de 2012, con un esquema de deducción mensual e incremental, de parte de los pagos de CAMMESA a GENNEIA bajo cada contrato de abastecimiento MEM antes mencionado (“CARFON”).

Con fecha 9 de noviembre de 2015, la Sociedad y la Secretaría de Energía de la Nación suscribieron una adenda al “Acuerdo Marco”, de tal forma que el compromiso de la Sociedad mencionado previamente sea cumplido ya sea mediante la instalación de nuevas centrales de fuente térmica, o alternativamente (en forma total o proporcional), mediante la instalación de una o más nuevas centrales de fuente eólica y pudiendo destinar la Sociedad a tales fines las sumas acumuladas en el “Fondo de Inversión” creado en virtud del Acuerdo Marco.

El 7 de noviembre de 2016, la Sociedad presentó un recurso formal de reconsideración ante el Ministerio de Energía para que revea la resolución de la Secretaría de Energía, por medio de la cual rechazó el pedido de la Sociedad de liberar ciertos fondos acumulados en el CARFON para aplicarlos a su proyecto de ampliación de la Central Térmica Bragado II. En el mencionado recurso, la Sociedad solicitó que se liberen dichos fondos a pagos relacionados con la Central Térmica Bragado II o bien, en subsidio, a los proyectos eólicos de la Sociedad. El 21 de diciembre de 2016, la Sociedad recibió un requerimiento de presentación de documentación adicional de la Secretaría de Energía de la Nación con relación al proyecto de ampliación de la Central Térmica Bragado II. Con fecha 3 de enero de 2017, la Sociedad presentó una nota en cumplimiento de la misma. A la fecha del presente, la Secretaría de Energía aún no ha tomado una decisión al respecto.

El 19 de julio de 2017, la Compañía complementó la presentación realizada en enero de 2017 y solicitó al Ministerio de Energía que libere los fondos acumulados en el CARFON para los pagos relacionados con el parque eólico Rawson III.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

67

El 9 de agosto de 2018, la Sociedad suscribió con la Subsecretaría de Energía Eléctrica una adenda al Acuerdo Marco (la “Adenda”), cuyos términos y condiciones son los siguientes: (I) los fondos del CARFON acumulados bajo el Acuerdo Marco hasta la fecha de firma de la Adenda, serán aplicados: (i) en primer lugar, al reembolso de las inversiones realizadas por la Sociedad para la construcción del Parque Eólico Rawson III y a ser debidamente acreditadas a CAMMESA; y (ii) en segundo lugar, a cubrir las erogaciones realizadas por la Sociedad para el desarrollo de las nuevas centrales renovables para el “MATER”, a saber, los Parques Eólicos Villalonga II, Pomona II, Chubut Norte II y/o cualquier otro proyecto para la generación de energía eléctrica a ser comercializada en el “MATER” o en el Mercado “Spot” (las “Nuevas Centrales para el MATER”); y (II) una vez cumplida la habilitación comercial de los 200 MW en el plazo comprometido, se producirá el cierre del CARFON cuando ocurra lo primero entre (i) el vencimiento en el mes de junio de 2021 del plazo de vigencia del contrato de abastecimiento MEM celebrado en virtud del Acuerdo Marco en relación a Bragado I, o (ii) aquella fecha anterior en que la Sociedad acredite, y obtenga la aprobación de CAMMESA, que la suma de las inversiones realizadas en el Parque Eólico Rawson III y las Nuevas Centrales para el MATER alcanzaron el equivalente al monto máximo de fondos que pueden ser retenidos en el CARFON. Con fecha 26 de septiembre de 2018, 25 de octubre de 2018 y 26 de noviembre de 2018, la Sociedad recibió tres reembolsos de los fondos retenidos en el CARFON por la suma aproximada de USD 24 millones, USD 8.1 millones y USD 6.5 millones, respectivamente. Asimismo, el 2 de enero de 2019 la Sociedad recibió un nuevo reembolso de USD 2.1 millones. Con fecha 10 de enero de 2019, la Sociedad notificó a CAMMESA el cumplimiento del compromiso de habilitación comercial de nuevas centrales por 200 MW asumido en el Acuerdo Marco.

NOTA 12 - NUEVOS PROYECTOS

Proyectos Eólicos Puerto Madryn

En relación con los contratos de provisión de energía eléctrica (“PPAs GENREN”) respecto a los proyectos de Parques Eólicos PEM I (50 MW), PEM II (50 MW), PEM Norte (50 MW), PEM Sur (50 MW) y PEM Oeste (20 MW) (conjuntamente, los “Proyectos PEM”) y los respectivos “Contratos de Abastecimiento MEM” de respaldo celebrados entre ENARSA y CAMMESA, que se encuentran a nombre de las subsidiarias Genneia Desarrollos S.A. (“GEDESA”) y Patagonia Wind Energy S.A. (“PWE” y, junto GEDESA, las “Subsidiarias”), el 29 de octubre de 2015 ENARSA envió sendas ofertas de adendas de los PPA a las Subsidiarias y a la Sociedad (las “Ofertas”), las cuales fueron aceptadas por éstas con fecha 5 de noviembre de 2015. A partir de esta aceptación, ENARSA notificó a la Secretaría a los fines de obtener su conformidad y que ésta instruya a CAMMESA la suscripción con ENARSA de una adenda a los respectivos “Contratos de Abastecimiento MEM” mencionados precedentemente. Con fecha 1 de diciembre de 2015, ENARSA notificó a GENNEIA acerca de la instrucción conferida por la Secretaría a CAMMESA el 25 de noviembre de 2015 para firmar las respectivas Adendas a los Contratos de Abastecimiento MEM.

Las Ofertas establecían principalmente lo siguiente: (I) una reducción del precio originalmente previsto en los PPA GENREN a un nuevo precio promedio aproximado de USD 110 USD/MWh; (II) el compromiso de la Sociedad de ampliar el monto original total de las garantías de cumplimiento de los PPA GENREN (pólizas de seguros de caución) a un nuevo monto total equivalente a aproximadamente USD 54.300.000 (cauciones que ya fueron emitidas y presentadas a ENARSA dentro del plazo previsto en las Ofertas) y de acreditar a ENARSA una capitalización de la Sociedad por el equivalente a USD 50 millones; y (III) nuevos cronogramas de obra de los Proyectos PEM mediante un esquema que permitiría obtener la habilitación comercial de los Proyectos PEM en etapas, y el cual ponderaba los plazos que requieren las obras necesarias a ser desarrolladas por la Sociedad en un plazo estimado en 28 meses para la instalación de una nueva subestación de conexión a 500 kV y demás cambios asociados necesarios en el nodo de conexión de Puerto Madryn (en adelante, la “Obra de Conexión a 500kV”).

Asimismo, las Subsidiarias solicitaron a ENARSA que autorice la cesión de los PPA a la Sociedad. Con fecha 19 de diciembre de 2015 se acreditó formalmente ante ENARSA el cumplimiento del compromiso de capitalización asumido en los PPA.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

68

Con fecha 28 de septiembre de 2016, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación dictó la Resolución N° 202 - E/2016 (la “Resolución 202”), mediante la cual, entre otras medidas: (i) se derogaron las Resoluciones SE 712/2009 y 108/2011; y (ii) se establecieron los términos y condiciones bajo los cuales los titulares de proyectos renovables con PPA suscriptos con ENARSA bajo la Resolución SE N°712/2009, respecto de los cuales no se habían suscripto las adendas de los Contratos de Abastecimiento MEM, como es el caso de los Parques Eólicos PEM I, PEM II, PEM Norte, PEM Sur y PEM Oeste, podrían celebrar nuevos contratos con CAMMESA siempre que requirieran para su conexión al Sistema Argentino de Interconexión de la realización de obras de transmisión de 500 kV y que las mismas no se hubieran iniciado.

La Resolución 202 estableció un plazo de 45 días hábiles para la celebración de los nuevos Contratos de Abastecimiento MEM con CAMMESA. Dicho plazo fue prorrogado por la Resolución N° 301 - E/2016 y posteriormente por la Resolución N° 40 - E/2017 hasta el día 31 de marzo de 2017.

El 31 de octubre de 2016 la Sociedad ha solicitado al Ministerio de Energía se permitan readecuar los PPAs GENREN celebrados por sus Subsidiarias por nuevos Contratos de Abastecimiento MEM a ser celebrados por la Sociedad con CAMMESA, de conformidad con lo previsto en la Resolución 202, bajo las siguientes condiciones: (i) la Sociedad comprometerá 220 MW de potencia en dos etapas: una primera etapa de 70 MW con conexión transitoria en 132 kV y definitiva en 500 kV, con un plazo máximo de habilitación comercial de 24 meses desde la firma del Contrato de Abastecimiento MEM, y una segunda etapa de 150 MW con conexión en 500 kV, con un plazo máximo de habilitación comercial de 30 meses desde la firma del Contrato de Abastecimiento MEM; (ii) tendrán una vigencia de veinte años a partir de la fecha en la que CAMMESA conceda las respectivas habilitaciones comerciales; (iii) la Sociedad tendrá derecho a recibir (a) un pago por electricidad efectivamente despachada por USD 72,33 por MWh, (b) un monto adicional a ser determinado por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación como cargo adicional por la ejecución de las obras de ampliación de capacidad de transporte en el nodo Puerto Madryn para la vinculación de los proyectos en un nivel de tensión de 500kV y 600 MVA, y (iii) un ajuste anual adicional previsto en el modelo de Contrato de Abastecimiento como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada.

El 31 de mayo de 2017, GEDSA y ENARSA cancelaron los PPA firmados en relación con los Proyectos PEM, y la Compañía celebró dos PPA denominados en dólares estadounidenses a 20 años con CAMMESA en mayo de 2017 con respecto a toda la capacidad instalada del parque eólico Puerto Madryn basados en las formas incluídas en las Resoluciones No. 202-E/2016 y 168-E/ 2017, respectivamente. Los PPA vencerán 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorgue la autorización comercial para operar el proyecto en el MEM (fecha de operación comercial). Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) tenemos la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico sujeto a dichos acuerdos y vender la electricidad a CAMMESA (actuando en representación de los agentes de MEM); (ii) comprometimos 220 MW de capacidad de energía; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por la electricidad efectivamente despachada de USD 76,23 por MWh, y un ajuste anual adicional establecido en las PPA como un porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada; (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de los PPA se denominarán en dólares estadounidenses y se pagarán en pesos al tipo de cambio del día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago; y (v) las obligaciones de CAMMESA bajo los PPAs serán garantizadas por el FODER en el que el gobierno argentino es el fiduciante.

Tal como lo requiere la Resolución 202, proporcionamos a CAMMESA bonos de desempeño por un monto total de USD 55 millones para nuestro proyecto de parque eólico Madryn.

Proyecto Eólico Pomona

El 25 de noviembre 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N° 281 a través de la cual le adjudicó a la Sociedad el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Pomona de 100 MW, situado en la provincia de Rio Negro. La Sociedad estima que el inicio de la operación comercial será en septiembre de 2019. De conformidad con los términos de la Resolución N° 252 emitida por el Ministerio de Energía, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. le entregará a CAMMESA un seguro de caución por un valor total de USD 25 millones para garantizar las obligaciones que asuma en virtud del citado Acuerdo de PPA.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

69

El 26 de mayo de 2017, Genneia Vientos del Sudoeste SA suscribió con CAMMESA un PPA a 20 años denominado en dólares estadounidenses para toda la capacidad instalada del parque eólico de Pomona, siguiendo el modelo de PPA relevante incluido en la Resolución N° 252. El PPA vence 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorgue la autorización comercial para operar el proyecto en el MEM (fecha de operación comercial). Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) tenemos la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico sujeto a dichos acuerdos y vender la electricidad a CAMMESA (actuando en representación de los agentes de MEM); (ii) comprometimos 100 MW de potencia; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por la electricidad efectivamente despachada de USD 54,88 por MWh, y un ajuste anual adicional establecido en los PPA como un porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada; (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de los PPA se denominarán en dólares estadounidenses y se pagarán en pesos al tipo de cambio del día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago; y (v) las obligaciones de CAMMESA bajo los PPAs serán garantizadas por el FODER en el que el gobierno argentino es el fiduciante.

Tal como se requiere en el proceso de licitación y el PPA, como Socio Estratégico Financiero, conservaremos, directa o indirectamente, la propiedad de al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital social de Genneia Vientos del Sudoeste SA con derecho a voto hasta la fecha de la operación comercial.

El 26 de septiembre de 2017, Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Nordex Energy GmbH y Nordex Windpower S.A. firmaron los respectivos acuerdos para la provisión e instalación bajo un esquema "llave en mano", y para el mantenimiento y la garantía de disponibilidad de aerogeneradores para este proyecto.

Proyecto Eólico Necochea

El 21 de noviembre de 2016, la Sociedad celebró un contrato con Centrales de la Costa Atlántica S.A. (“Centrales de la Costa”) para llevar a cabo y financiar conjuntamente el proyecto eólico Necochea de 37,95 MW (en adelante, el “Contrato de Joint Venture de Necochea”), supeditado a que el proyecto en cuestión le fuera adjudicado a Centrales de la Costa. El 25 de noviembre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N° 281 a través de la cual le adjudicó a la compañía de generación Centrales de la Costa el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Vientos de Necochea. La Sociedad estima que el inicio de la operación comercial será en diciembre de 2019. De conformidad con los términos de la Resolución N° 281 emitida por el Ministerio de Energía, Vientos de Necochea S.A. le entregará a CAMMESA un seguro de caución por un valor total de USD 9,5 millones para garantizar las obligaciones que asuma en virtud del citado Acuerdo de PPA.

El 21 de noviembre de 2017, Vientos de Necochea SA suscribió un contrato de compraventa de energía (PPA) a 20 años con CAMMESA para toda la capacidad instalada del parque eólico Vientos de Necochea 1 basado en el modelo de PPA relevante incluido en la Resolución No. 252. El PPA caducará 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorggue la autorización comercial para operar el proyecto en el MEM (fecha de operación comercial). Los principales términos y condiciones son los siguientes: (i) tenemos la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico sujeto a dichos acuerdos y vender la electricidad a CAMMESA (actuando en representación de los agentes de MEM); (ii) comprometimos 37,95 MW de capacidad de potencia; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por electricidad efectivamente despachada de U$S 55,5 por MWh, y un ajuste anual adicional establecido en los PPA como un porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada; (iv) los importes pagaderos a nosotros en virtud de los PPA se denominarán en dólares estadounidenses y se pagarán en pesos al tipo de cambio del día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago; y (v) las obligaciones de CAMMESA bajo los PPAs serán garantizadas por el FODER en el que el gobierno argentino es el fiduciante.

Tal como se requiere en el proceso de licitación y el PPA, como Socio Estratégico Financiero, Centrales de la Costa conservará, directa o indirectamente, la propiedad de al menos el veinticinco por ciento (25%) del capital social de Vientos de Necochea SA con derecho a votar hasta la fecha de operación comercial.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

70

En el mes de mayo de 2018, Vientos de Necochea S.A. celebró (i) un acuerdo con Vestas Mediterranean A/S y Vestas Argentinas S.A. para la construcción bajo la modalidad “llave en mano” (Engineering, Procurement and Construction Agreement) del Parque Eólico Vientos de Necochea, incluyendo todas las obras requeridas en relación con el diseño, ingeniería, suministro de aerogeneradores, construcción (obra civil y eléctrica), puesta a punto, prueba, puesta en marcha y finalización de dicho parque; y (ii) un acuerdo de prestación de servicios y garantía de disponibilidad (O&M Agreement) sobre equipos del Parque Eólico Vientos de Necochea, que entrará en vigencia una vez iniciada la etapa de operación de dicho parque.

A la fecha de los presentes estados financieros, el directorio de Vientos de Necochea S.A. se encuentra negociando activamente una enmienda al acuerdo de construcción del Parque, a fin de que Vestas Mediterranean A/S y Vestas Argentinas S.A. retomen de inmediato la ejecución de las obras bajo dicho acuerdo, las cuales se encuentran temporalmente suspendidas.

Proyecto eólico Chubut Norte III y IV

El 30 de noviembre de 2017, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N° 473 otorgando a la Compañía el derecho de desarrollar el proyecto de parques eólicos Chubut Norte III y IV de 57,60 MW y 82,80 MW respectivamente, ubicados en la Provincia de Chubut.

El 26 de Junio de 2018 se firmaron los respectivos PPAs (Power Purchase Agreement) a 20 años denominado en dólares estadounidenses con CAMMESA por toda la capacidad instalada de los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV y se espera que este proyecto alcance sus operaciones comerciales en marzo de 2020. De conformidad con los términos de la Resolución N° 281 emitida por el Ministerio de Energía, Vientos Sudamericanos S.A. y Vientos Patagonicos S.A. le entregó a CAMMESA un seguro de caución por un valor total de USD 20,7 millones y USD 14,4 millones para garantizar las obligaciones que asuma en virtud del citado Acuerdo de PPA, respectivamente.

Proyecto de Biomasa La Florida

El 19 de diciembre de 2017, el Ministerio de Energía emitió la Resolución No. 488-E/2017 otorgando a la Compañía el derecho de desarrollar el Proyecto de Biomasa de Florida.

El 26 de Junio de 2018 se firmó el respectivo PPA (Power Purchase Agreement) a 20 años denominado en dólares estadounidenses con CAMMESA por toda la capacidad instalada del parque de biomasa La Florida y se espera que este proyecto alcance sus operaciones comerciales en enero de 2021.

El proyecto se ubicará dentro de los terrenos de Ingenio La Florida, propiedad de Compañía Azucarera Los Balcanes S.A., en la comunidad La Florida, departamento de Cruz Alta, provincia de Tucumán. Compañía Azucarera Los Balcanes S.A. nos otorgó un derecho de usufructo exclusivo e irrevocable de 30 años de aproximadamente 3 hectáreas. La planta utilizará la combustión directa de calderas de vapor de tipo industrial, que están específicamente diseñadas y fabricadas para quemar el combustible de biomasa resultante de la fabricación de etanol y azúcar de caña. Se espera que el proyecto tenga una capacidad estimada de 19 MW netos. Celebramos un contrato de suministro a 20 años con Compañía Azucarera Los Balcanes S.A. para la adquisición de toda la biomasa requerida para la producción de energía proyectada.

Central Térmica Bragado II y III

En el marco del proceso de licitación para la instalación de nuevas unidades de generación térmica a través de la Resolución N° 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica, se han adjudicado dos nuevos proyectos para ampliar la capacidad de generación en la central térmica de Bragado ya existente (Central Térmica Bragado II y III). Cada uno de dichos proyectos agregará una capacidad nominal de 59,4 MW en promedio, totalizando 118 MW en promedio una vez que las expansiones estén en operación. La Compañía firmó dos PPA con denominación en dólares estadounidenses a 10 años con CAMMESA por toda la capacidad instalada adicional. Estos PPA expirarán después de diez años a partir de la habilitación comercial emitida por CAMMESA.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

71

Los términos más destacados de estos PPA son los siguientes: (i) tenemos la obligación de poner a disposición de CAMMESA hasta 60,40 MW de potencia de mayo a octubre de cada año y 58 MW de noviembre a abril de cada año y entregar la electricidad producida por nuestras unidades de generación de acuerdo con las solicitudes de CAMMESA, (ii) tenemos derecho a recibir tarifas de potencia de USD 25,000 por MW-Mes para hacer que nuestros activos de generación estén disponibles al NIS, con respecto a Bragado II, y USD 19,000 por MW-Mes, con respecto a Bragado III, (iii) bajo nuestros PPA, CAMMESA no está obligada a proporcionarnos gas natural o combustible diesel, pero tiene la opción de hacerlo o reembolsarnos el costo del combustible diesel y el gas natural efectivamente utilizado, siempre que la cantidad de combustible utilizado coincida con el consumo específico de combustible garantizado por nosotros. Sin embargo, de acuerdo con las Resoluciones No. 95/2013 y 529/2014 emitidas por la Secretaría de Energía, CAMMESA está a cargo de administrar y suministrar todo el combustible requerido para el funcionamiento de nuestras plantas térmicas; y (iv) los montos pagaderos a nosotros bajo estos PPA están denominados en dólares estadounidenses y pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia mayoritario cotizado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3.500.

La central eléctrica Bragado II entró en operación en febrero de 2017. CAMMESA alegó un retraso por parte de la Compañía en el logro de la habilitación comercial acordada en el PPA y, en consecuencia, aplicó una multa contractual y emitió una factura de AR$ 37.000.000. El 20 de marzo de 2017, la Compañía impugnó la multa y rechazó la factura. El 23 de mayo de 2017, CAMMESA rechazó los motivos de tal rechazo e invitó a la Compañía a iniciar un proceso de arbitraje. A la fecha de los presentes estados financieros individuales, CAMMESA no ha iniciado dicho proceso Ver Nota 11.7 para más detalle sobre la multa.

Bragado III obtuvo la habilitación comercial para operar a partir del 5 de mayo de 2017, antes del plazo establecido en el acuerdo.

Contratos con Vestas

El 23 de mayo de 2017, la Compañía y sus subsidiarias Genneia Vientos Argentinos SA y Genneia Vientos del Sur SA suscribieron contratos respectivos con Vestas Mediterranean A/S y Vestas Argentina SA para la provisión e instalación, mantenimiento y garantía de disponibilidad de aerogeneradores para los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Villalonga y Chubut Norte. Asimismo, se firmó el contrato unificado de servicios de mantenimiento de garantía de disponibilidad de aerogeneradores correspondientes a los parques eólicos PER I, II y III.

Trabajos de conexión en 500 kV en la estación de transformadores Puerto Madryn

El 15 de septiembre de 2017, Parque Eólico Loma Blanca I SA, Parque Eólico Loma Blanca II SA y Parque Eólico Loma Blanca III SA (en conjunto, "Loma Blanca") y la Compañía, celebraron un acuerdo asociativo para regular en detalle los términos y condiciones para el financiamiento y ejecución conjunta de las obras de ampliación en la Estación de Transformación de Puerto Madryn, propiedad de Transener, que se requieren para la conexión al SADI de 500 Kv de los parques eólicos PEM I, PEM II, Loma Blanca I, Loma Blanca II y Loma Blanca III (los "Trabajos de conexión en 500 kV").

Asimismo, en esa fecha, la Compañía, Loma Blanca y Siemens S.A. celebraron un acuerdo para que Siemens S.A. lleve a cabo la ingeniería, suministro, construcción y puesta en marcha bajo la modalidad "llave en mano" de los trabajos de conexión en 500 Kv.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

72

Seguros de caución

De acuerdo con los términos de los Contratos de Abastecimiento de Energía, GENNEIA y sus subsidiarias deben contratar y mantener vigentes pólizas de caución para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones asumidas bajo los Contratos de Abastecimiento de Energía, durante el plazo de vigencia de cada contrato.

Al 31 de diciembre de 2018, la Sociedad mantiene contratados seguros de caución con compañías aseguradoras por una cobertura total de aproximadamente USD 239 millones.

NOTA 13 - INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE SEGMENTOS DE NEGOCIO

Los diferentes segmentos en los que se organiza la Compañía se definen teniendo en consideración las diferentes actividades de las cuales la Compañía obtiene ingresos e incurre en gastos. La estructura organizativa mencionada se basa en la forma en que la máxima autoridad divide su análisis de las principales actividades financieras y operativas sobre la base de informes internos de los componentes de la Compañía, al tiempo que toma decisiones sobre la asignación de recursos y la evaluación del desempeño teniendo en cuenta la estrategia de negocios.

La Sociedad desarrolla su actividad en tres unidades de negocio principales: (i) la generación de energía eléctrica de fuentes convencionales; (ii) la generación de energía eléctrica de fuentes renovables; y (iii) la comercialización por cuenta propia, por cuenta y orden de terceros o asociada a terceros, de gas natural y/o su capacidad de transporte, y de energía eléctrica a través de la Sociedad y su subsidiaria ENERSUD. Los gastos y activos de la administración central y otros ingresos y egresos se clasifican bajo la denominación Administración Central y otros.

Todas las ventas y los activos no corrientes de la Sociedad son generados y se encuentran ubicados respectivamente en Argentina.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

73

Se expone a continuación la información correspondiente a cada uno de los segmentos de negocios definidos por la Sociedad:

		Generación de
	Generación de	energía
	energía eléctrica	eléctrica de	Comercialización
	de fuentes	fuentes	y transporte de	Administración	Ajustes de
	convencionales	renovables	gas	Central y otros	Consolidación	Total
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018
Ingresos por ventas netas a terceros	3.687.825	2.120.363	149.075	23.472	-	5.980.735
Ingresos por ventas netas intersegmentos	-	-	-	-	-	-
Ventas netas	3.687.825	2.120.363	149.075	23.472	-	5.980.735
Utilidad (pérdida) antes de resultados financieros e impuesto a las ganancias(2)	1.901.886	1.388.893	94.566	(978.875)(1)	-	2.406.470
Depreciación de bienes de uso y activos en
concesión y amortización de activos	1.187.754	492.289	9.232	39.465	-	1.728.740
intangibles
Inversión en bienes de uso y activos en concesión(4)	64.275	12.936.122(3)	-	25.743	-	13.026.140
Activos	12.306.372	34.586.419	252.929	10.419.699	(4.040.223)	53.525.196
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017
Ventas netas a terceros	1.883.325	679.731	77.974	5.389	-	2.646.419
Ventas netas intersegmentos	-	-	-	-	-	-
Ventas netas	1.883.325	679.731	77.974	5.389	-	2.646.419
Utilidad (pérdida) antes de resultados
financieros e impuesto a las ganancias(2)	909.051	481.587	55.895	(305.111)(1)	-	1.141.422
Depreciación de bienes de uso y activos en
concesión y amortizaciones	635.868	147.695	3.231	18.211	-	805.005
Inversión en bienes de uso y activos en
concesión(4)	488.708(5)	999.356(5)	-	11.481	-	1.499.545
Activos	7.821.605	7.850.516	109.320	2.837.217	(1.206.252)	17.412.406

(1) Incluye (279.903) y (73.551) de otros egresos netos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017, respectivamente.

(2) Los resultados financieros, netos y el impuesto a las ganancias se asignan al segmento Administración central y otros. El resultado en inversiones a largo plazo se ha asignado a la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

(3) No incluye los bienes de uso que se incorporaron de la adquisición de las compañías Ullum (Nota 8.5).

(4) Además, la Compañía ha realizado pagos anticipados a proveedores de activos fijos por la cantidad de 4.506.446 y 1.498.525 incluídos al 31 de diciembre de 2018 2017, respectivamente, en otros créditos no corrientes.

(5) No incluye los bienes de uso incorporados por la adquisición de Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. (Nota 9.8).

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

74

NOTA 14 – COMBINACIONES DE NEGOCIOS

14.1 Combinación de negocios - Adquisición de Sociedades Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A.

Con fecha 9 de abril de 2018, la Compañía aceptó la oferta de venta realizada por 360 Energy S.A. y Energías Sustentables S.A., como vendedores, de las acciones representativas del 100% del capital social y votos de las Sociedades Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A (conjuntamente, las “Sociedades Ullum”). Las principales características de la transacción se describen a continuación:

Nombre y descripción de Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A. son empresas cuyo objeto las entidades adquiridas: social y actividad principal son la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (proyectos de energía solar fotovoltaica ubicados en la Provincia de San Juan) y su comercialización, ubicadas en la provincia de San Juan.

Las Sociedades Ullum son propietarias de tres proyectos de plantas Solares ubicadas en la provincia de San Juan, con una capacidad instalada combinada de 82 MW. Las Sociedades Ullum cuentan con PPA’s firmados con CAMMESA a 20 años denominados en Dólares, adjudicados bajo la ronda 1 de la licitación RENOVAR. Los proyectos se encuentran en la etapa inicial de su construcción.

El 19 de diciembre de 2018, previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Solar Ullum I y Ullum II.

El 22 de diciembre de 2018, previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Solar Ullum III.

La fecha de adquisición, La Compañía efectuó el pago efectivo del precio correspondiente al 75% del capital social el porcentaje adquirido y de las Empresas Ullum el 9 de abril de 2018. Mientras que el 31 de julio de 2018 la las razones de la misma: compañía realizó el pago efectivo del 25% restante del capital social de Empresas Ullum.

El motivo de la operación está vinculado al fuerte plan de inversión en activos de generación de energía de la Compañía.

Valor razonable a la fecha de adquisición de lo transferido y de cada activo y pasivo:

El precio de la transacción para la adquisición del 100% de las acciones mencionadas anteriormente, incluyendo todos los conceptos, asciende aproximadamente a AR$ 157,2 millones (USD 7.8 millones). La contraprestación transferida a la fecha de adquisición, neta del efectivo y equivalentes a la fecha de adquisición asciende a AR$ 30,2 millones (aprox USD 1.5 millones).

La adquisición de las acciones fue estipulada en dos etapas, transfiriéndose el 75% de las acciones en el primer cierre junto con el pago de USD 1.125.000, y el restante 25% con el pago de USD 375.000 al segundo cierre consumado el 31 de julio de 2018. Adicionalmente se establece un precio complementario contingente de USD 6.290.000, al momento de la habilitación comercial, supeditado al cumplimiento de determinadas condiciones. A la fecha de emisión de los presentes estados contables aún no se han efectuado los pagos correspondientes al precio complementario contingente.

En forma adicional al Precio y al Precio Complementario Contingente, se consideraron saldos correspondientes al impuesto al valor agregado como parte del precio pagado por un total de AR$ 7.831.075 (USD 388.061).

La siguiente tabla resume la asignación del precio de compra preliminar:

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

75

Activo corriente y no corriente Caja y equivalentes de efectivo Otros créditos Activos fijos Intangible Pasivo corriente y no corriente Cuentas por pagar Pasivo diferido Total de activos netos	Ullum I Solar S.A. Ullum II Solar S.A. Ullum III Solar S.A. Total
	25 25 25 75 11.749 8.251 7.086 27.086 10.787 10.564 217 21.568 33.267 33.023 50.600 116.890 9.326 5.864 6.854 22.044 8.317 8.256 12.650 29.223
	38.185 37.743 38.424 114.352

En base a lo mencionado en la nota 2.5, al 31 de diciembre de 2018, la Sociedad ha realizado una determinación provisoria de las mediciones de los activos y pasivos identificables a la fecha de adquisición.

En relación con estas adquisiciones, la Compañía reconoció activos intangibles por un monto de 116.890, correspondientes al valor razonable estimado asignado en la fecha de adquisición a los Contratos de Compra de Energía (''PPA'') con CAMMESA.

La Compañía ha realizado una determinación preliminar de las mediciones de activos y pasivos identificables en la fecha de adquisición, y por lo tanto asigna la diferencia entre el costo de la adquisición correspondiente al valor acordado para la compra de la compañía y la cantidad de activos identificables netos (incluyendo el intangible mencionado arriba) en la fecha de adquisición a un valor llave positivo calculado de esa manera, por un valor de 50.669 (aprox. USD 2,5 millones).

El valor llave surgió en la adquisición de las Ullums porque el costo de la combinación incluía una prima de control. Además, la contraprestación pagada por la combinación incluyó efectivamente montos en relación con el beneficio de las sinergias esperadas, el crecimiento de los ingresos, el desarrollo futuro del mercado y la fuerza de trabajo reunida de las Sociedades. Estos beneficios no se reconocen por separado del valor llave porque no cumplen con los criterios de reconocimiento de los activos intangibles identificables. El valor llave que surge de la adquisición no es deducible a efectos fiscales.

Ingresos y costos de actividades ordinarias de las Sociedades adquiridas desde la fecha de adquisición, incluidos en los estados contables de la Sociedad por el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Gastos de comercialización Gastos de administración Resultados financieros Otros ingresos y egresos, netos Impuesto a las ganancias Pérdida neta del ejercicio	Ullum I Solar S.A. Ullum II Solar S.A. Ullum III Solar S.A. Total
	4.881 5.046 5.522 15.449 (2.445) (2.451) (3.024) (7.920) (16) (9) (9) (34) (6.645) (6.619) (6.648) (19.912) (47.279) (33.749) (10.534) (91.562) (3.718) (4.466) (8.266) (16.450) 17.805 10.978 7.946 36.729
	(37.417) (31.270) (15.013) (83.700)

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

76

14.2 Combinación de negocios - Adquisición de Generadora Eléctrica de Tucumán S.A.

El 11 de agosto de 2017, la Compañía, a través de su subsidiaria Genneia Desarrollos SA ("GEDSA"), adquirió las acciones representativas del 100% del capital social de Generadora Eléctrica de Tucumán SA ("GETSA"), de Pluspetrol Resources Corporation BV y Pluspetrol Resources Corporación como vendedores.

El 16 de noviembre de 2017, GETSA y GEDSA, como prestatarios, celebraron un contrato de préstamo de USD 45 millones con Itaú Unibanco SA Sucursal Nassau, Industrial y Comercial Bank of China Limited, Sucursal Dubai (DIFC), Banco Hipotecario SA y Banco de Crédito y Securitización SA, como prestamistas.

El 2 de diciembre de 2017, de acuerdo con las leyes locales, GEDSA y GETSA suscribieron un acuerdo de fusión, mediante el cual GEDSA absorbió a GETSA (se disuelve sin liquidación). La fecha de vigencia de la fusión se estableció el 1 de septiembre de 2017.

GETSA es propietaria de la Central Termoeléctrica El Bracho, ubicada a 30 kilómetros al sur de San Miguel de Tucumán, que tiene una capacidad instalada de 245 MW (dos unidades General Electric 9171 E de 122,5 MW cada una), alimentada con gas natural y conectada a una subestación eléctrica de 132 Kv.

Las principales características de la transacción, así como la información necesaria para que los usuarios de los estados financieros puedan identificar la naturaleza de los efectos financieros generados por la combinación de negocio resultante de la operación mencionada, tal como requiere NIIF, se describen a continuación:

Nombre y descripción de Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. es una empresa cuyo objeto social y actividad las entidades adquiridas: principal es la generación y comercialización de energía a través de dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán.

La fecha de adquisición, el porcentaje adquirido y las razones de la misma:

La Compañía ha cumplido con las obligaciones derivadas del acuerdo de compra, que correspondía al pago del precio de compra, el 11 de agosto de 2017 y se comprometió a pagar a los vendedores el monto correspondiente a ciertos créditos con CAMMESA en el caso de que el la Compañía cobrara los mismos. Como resultado de la transacción, la Compañía controla indirectamente, a través de GEDSA, el 100% de GETSA.

El motivo de la operación está vinculado al fuerte plan de inversión en activos de generación de energía de la Compañía.

Valor razonable a la fecha de adquisición de lo transferido y de cada activo y pasivo:

El precio de la transacción para la adquisición del 100% de las acciones mencionadas anteriormente ascendió a 1.196.317 (aproximadamente US$ 69,1 millones) más el compromiso de pagar a los vendedores el monto correspondiente a ciertos créditos con CAMMESA en caso de que la Compañía pudiera recibir el cobro de los mismos, cuyo valor en libros a la fecha de adquisición ascendieron a aproximadamente 35.098 (aproximadamente US$ 2 millones), más los intereses correspondientes que podrían recibirse en relación con ellos. La contraprestación transferida a la fecha de adquisición, neta del efectivo y equivalentes a la fecha de adquisición asciende a AR$ 1.136 millones (aprox US$ 65,6 millones).

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

77

La siguiente tabla resume la asignación del precio de compra:

Activo corriente y no corriente Caja y equivalentes de efectivo Créditos por venta Otros créditos Bienes de cambio Activos fijos Pasivo corriente y no corriente Cuentas por pagar Sueldos y cargas sociales Deudas fiscales Total de activos netos	60.685 115.975 6.477 28.248 1.189.461 14.768 2.695 456.395
	926.988

La Compañía ha realizado una determinación de las mediciones de activos y pasivos identificables en la fecha de adquisición, y por lo tanto asigna la diferencia entre el costo de la adquisición correspondiente al valor acordado para la compra de la compañía y la cantidad de activos identificables netos en la fecha de adquisición a un valor llave positivo calculado de esa manera, por un valor de 304.427(aprox. US$ 17,6 millones).

El valor llave surgió en la adquisición de GETSA porque el costo de la combinación incluía una prima de control. Además, la contraprestación pagada por la combinación incluyó efectivamente montos en relación con el beneficio de las sinergias esperadas, el crecimiento de los ingresos, el desarrollo futuro del mercado y la fuerza de trabajo reunida de GETSA. Estos beneficios no se reconocen por separado del valor llave porque no cumplen con los criterios de reconocimiento de los activos intangibles identificables.

El valor llave que surge de la adquisición no es deducible a efectos fiscales.

Los ingresos y gastos de actividades ordinarias de GETSA se incorporaron a Genneia Desarrollos S.A. como resultado de la fusión con dicha compañía a partir del 1 de septiembre de 2017, tal como se menciona en esta nota.

Ingresos y costos de actividades ordinarias de las Sociedades adquiridas desde la fecha de adquisición, incluidos en los estados contables de la Sociedad por el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Gastos de comercialización Gastos de administración Resultados financieros Otros ingresos y egresos, netos Impuesto a las ganancias Pérdida neta del ejercicio	642.999 (277.604) (1.114) (2.911) (200.753) (5.855) 156.324
	311.086

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

78

14.3 Adquisición de Isolux Corsán Energías Renovables S.A. (“ICERSA”, ahora Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.)

El 29 de agosto de 2017, la Compañía celebró un contrato de compra de acciones con SIDELI S.A. con respecto al 100% del capital social de Isolux Corsán Energías Renovables S.A. ("ICERSA"). La transferencia efectiva de acciones y el pago de la compra se realizó el 29 de noviembre de 2017.

ICERSA es propietaria del Parque Eólico Loma Blanca IV de 51 MW ubicado en Puerto Madryn, Provincia de Chubut.

La asamblea de accionistas de ICERSA realizada el 30 de noviembre de 2017 aprobó la modificación del nombre actual de la empresa de Isolux Corsán Energías Renovables S.A. a Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Este proceso está pendiente de registro en la IGJ.

Las principales características de la transacción, así como la información necesaria para que los usuarios de los estados financieros puedan identificar la naturaleza de los efectos financieros generados por la combinación de negocio resultante de la operación mencionada, tal como requiere NIIF, se describen a continuación:

Nombre y descripción de las entidades adquiridas:

Isolux Corsán Energías Renovables S.A. es una compañía cuya actividad principal es la construcción, operación y mantenimiento de un parque eólico destinado a la generación de energía eólica.

La fecha de adquisición, el porcentaje adquirido y las razones de la misma:

La compañía realizó el efectivo pago del precio correspondiente a la transacción el 29 de noviembre de 2017. Como resultado de dicha transacción, la compañía adquirió el control del 100% de ICERSA.

La operación está íntegramente relacionada con el fuerte plan de inversión en generación de energías renovables llevada adelante por la Compañía.

Valor razonable a la fecha de adquisición de lo transferido y de cada activo y pasivo:

El precio de la transacción para la adquisición del 100% de las acciones antes mencionadas ascendió a AR$ 692 millones (aprox. US$ 40 millones) más el compromiso de cancelar el contrato de mutuo entre ICERSA y el vendedor a esa fecha de AR$ 32,6 millones (US$ 1,9 millones). Genneia asumió la deuda relacionada con ese contrato. La contraprestación transferida a la fecha de adquisición, neta del efectivo y equivalentes a la fecha de adquisición asciende a AR$ 687 millones (aprox US$ 39,7 millones).

Adicionalmente, la compañía adquirida tiene un saldo de deudas financieras a la fecha de adquisición de aproximadamente AR$ 1.033 millones (aprox. US $ 59.7 millones).

La siguiente tabla resume la asignación del precio de compra:

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13 Activo corriente y no corriente Caja y equivalentes de efectivo Créditos por venta Otros créditos Activos intangibles Activos fijos Pasivo corriente y no corriente Cuentas por pagar Sueldos y cargas sociales Préstamos Deudas fiscales Total de activos netos	4.951 59.443 124.592 558.143 1.335.733 9.853 149 1.032.982 310.768
	729.110

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Carlos Palazón Socio Director titular y autorizado Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

79

En relación con la adquisición de ICERSA, la Compañía reconoció activos intangibles por un monto de 558.143 (aprox. USD 31.904), correspondientes al valor razonable estimado asignado en la fecha de adquisición a los Contratos de Compra de Energía ("PPA") con ENARSA y CAMMESA, firmados por ICERSA en diciembre 2010.

Ingresos y costos de actividades ordinarias de las Sociedades adquiridas desde la fecha de adquisición, incluidos en los estados contables de la Sociedad por el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Gastos de comercialización Gastos de administración Resultados financieros Otros ingresos y egresos, netos Impuesto a las ganancias Pérdida neta del ejercicio	607.554 (276.253) (1.418) (4.001) (309.762) (1.398) (172.930)
	(158.208)

NOTA 15 - PERDIDAS POR DETERIORO RECONOCIDAS DURANTE EL AÑO

Durante el año, la Compañía llevó a cabo una revisión del importe recuperable de los valores llaves y activos intangibles relacionados con las adquisiciones de Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 ("proyectos Ullum"). La revisión condujo al reconocimiento de una pérdida neta por deterioro de 258.434, la cual se ha reconocido en el estado de resultados. Al 31 de diciembre de 2018, esos activos se han deteriorado por completo y pertenecen al segmento de "generación de energía eléctrica de fuentes renovables" de la Compañía.

La determinación de si un activo está deteriorado, y en qué medida, implica estimaciones de la gerencia sobre variables inciertas y volátiles, como los efectos de la inflación y la deflación en los gastos operativos, las tasas de descuento, la producción y los precios futuros. Los flujos de efectivo reales y los valores pueden diferir significativamente de los flujos de efectivo futuros esperados y los valores relacionados obtenidos a través de técnicas de descuento y podrían dar como resultado un cambio importante en los valores libros de los activos.

Las tasas de descuento representan la valuación actual del mercado, de los riesgos específicos de la Compañía, teniendo en cuenta tanto el valor temporal del dinero como los riesgos individuales de los activos subyacentes. La tasa de descuento utilizada es el costo promedio ponderado del capital (CPPC).

El CPPC representa el costo promedio ponderado del capital de una empresa. El costo del capital se define por el costo de la deuda y el costo del patrimonio. El costo de la deuda se define utilizando los siguientes datos: 1) La tasa de interés libre de riesgo (medida por el UST a 10 años); 2) el índice de riesgo país de Argentina (medido por el EMBI +); 3) Costo de la deuda de Genneia sobre el Soberano. El costo del patrimonio se define utilizando una versión ajustada del CAPM. Los insumos utilizados para determinar el costo del patrimonio son: 1) La tasa de interés libre de riesgo (medida por el UST a 10 años); 2) Beta apalancada; 3) Prima de riesgo de mercado; 4) Índice de riesgo de país de Argentina (medido por el EMBI +).

Las pérdidas netas por deterioro en los proyectos Ullum se deben principalmente a un aumento en la tasa de descuento utilizada para determinar el valor de los activos. Este aumento en la tasa de descuento se debe principalmente al empeoramiento de las condiciones macroeconómicas de Argentina, que se refleja en el riesgo país de Argentina, y al aumento en la Prima de Riesgo de Mercado.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

80

Como consecuencia del deterioro de las condiciones macroeconómicas, el riesgo país de Argentina aumentó significativamente durante el último año fiscal. Cuando se adquirieron los proyectos Ullum en abril de 2018, el riesgo país de Argentina era de aproximadamente 400 pb y la Prima de Riesgo de Mercado era de aproximadamente 500 pb. Al 31 de diciembre de 2018, el riesgo país de Argentina era de aproximadamente 800 pb, mientras que la Prima de Riesgo de Mercado era de aproximadamente 600 pb.

Si bien las condiciones macroeconómicas actuales (tanto locales como internacionales) generaron pérdidas por deterioro en los proyectos Ullum durante el último año fiscal, esto no significa que las pérdidas sean necesariamente permanentes. En años posteriores, si las condiciones macroeconómicas mejoran, las pérdidas por deterioro en activos intangibles pueden revertirse.

NOTA 16 - HECHOS POSTERIORES AL CIERRE DEL EJERCICIO

Los principales hechos posteriores al cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 hasta la fecha de emisión de los presentes estados contables consolidados que afectan las actividades de la Sociedad fueron detallados en las notas precedentes.

NOTA 17 - APROBACIÓN DE LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS

Los presentes estados contables consolidados fueron aprobados por el Directorio de GENNEIA y autorizados para ser emitidos con fecha 1 de marzo de 2019.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Director titular y autorizado

81

ANEXO A

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2018 y 2017

EVOLUCIÓN DE BIENES DE USO

(expresados en miles de pesos - Nota 2.1)

Cuentaprincipal				2018
				Costo
	Al inicio del ejercicio Aumentos		Disminuciones	Transferencias	Diferencia de cambio por conversión	Al cierre del ejercicio
Terrenos Muebles y útiles Maquinarias Equipos de computación Equipos de comunicación Rodados Edificios e instalaciones Herramientas Gasoductos Equipos de generación eléctrica Parque eólico Parque solar Obras en curso Materiales y repuestos Derechos de uso de edificios Total 2018 Total 2017 Cuentaprincipal	181.689 3.348 8.319 2.083 73.859 665 89.329 17.155 975 - 26.804 3.173 275.828 811 17.866 10.510 48.460 - 9.448.019 8.260 4.747.865 19.841 - 799.848 12.981.666 - - 66.544 26.589		- - - - - (1.180) - - - - - - - - -	- - - - - - - - - 58.806 6.229.523 2.332.442 (8.620.771) - -	186.520 10.062 75.927 90.365 994 28.869 282.096 20.839 169.787 9.704.384 7.836.752 523.502 1.131.756 - 85.844	371.557 20.464 150.451 196.849 1.969 57.666 558.735 49.215 218.247 19.219.469 18.833.981 2.855.944 6.292.499 - 178.977
	15.785.405 13.074.101(1)(2) (3)		(1.180)	-	20.147.697	49.006.023
	9.705.159 4.019.849(1) (4)		(1.292)	-	2.061.689	15.785.405
			2018		Al cierre del ejercicio Valor residual al 31-12-2018 - 371.557 15.904 4.560 44.193 106.258 170.959 25.890 1.866 103 37.588 20.078 97.973 460.762 28.015 21.200 89.003 129.245 10.204.383 9.015.086 2.385.526 16.448.455 7.875 2.848.069 86 6.292.413 - - 53.156 125.821 13.136.526 35.869.497 5.487.017	2017
		Depreciación acumulada				Valor residual al 31-12-2017
	Al inicio del ejercicio Alícuota	Aumentos Disminuciones Diferencia de cambio por conversión
Terrenos Muebles y útiles Maquinarias Equipos de computación Equipos de comunicación Rodados Edificios e instalaciones Herramientas Gasoductos Equipos de generación eléctrica Parque eólico Parque solar Obras en curso Materiales y repuestos Derechos de uso de edificios Total 2018 Total 2017	- - 7.425 10% 9.974 10% 72.644 33% 923 33% 16.420 20% 35.188 10% 12.104 10% 30.154 4.330.112 5%-10% 959.093 5%-6% 3% - - - 12.980 4%-33% 5.487.017 3.936.766	- - - 771 - 7.708 18.645 - 15.574 18.844 - 79.471 - - 943 3.588 (1.180) 18.760 20.965 - 41.820 3.079 - 12.832 9.232 - 49.616 1.124.720 - 4.749.551 357.125 - 1.069.308 7.875 - - 83 - 3 - - - 15.856 - 24.320				181.689 894 63.885 16.685 52 10.384 240.640 5.762 18.306 5.117.907 3.788.772 799.848 - 53.564
		1.580.783 (1.180) 6.069.906				10.298.388
		786.507 (2) 763.746

(1) Incluye 792.673 y 94.411 correspondiente a los costos financieros relacionados con la financiación de terceros a obras en curso de construcción prolongadas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 y 2017.

(2) Incluye 1.843 de depreciación de activos fijos que se utilizan en los proyectos de construcción.

(3) Incluye 10.787, 10.564 y 217 de aumento debido a la adquisición de Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A.y Ullum III Solar S.A., respectivamente, por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 (Nota 8.5).

(4) Incluye 1.189.461 de aumento debido a la adquisición de Generadora Electroeléctrica de Tucumán S.A. y 1.335.733 debido a la adquisición de Isolux Corsán Energías Renovables S.A. (ahora Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.).

Firmado a efectos de su identificación con Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO- 2019 nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

82

ANEXO H

GENNEIA S.A.

ESTADO DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE 2018 Y 2017

INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, INC. I.b) DE LA LEY N° 19.550

(expresados en miles de pesos - Nota 2.1)

Sueldos y beneficios Cargas sociales y otras contribuciones Honorarios y retribuciones por servicios Honorarios a directores y síndicos Gastos de desarrollo de nuevos negocios Otros gastos de personal Viajes y estadías Fletes y seguros Alquileres y gastos de inmuebles, máquinas y equipos Impuestos, tasas y contribuciones Contingencias y reclamos Mantenimiento y reparaciones Contratos de obras y otros servicios Depreciación de bienes de uso y activos en concesión Amortización de activos intangibles Diversos Total 2018 Total 2017	Por el ejercicio finalizado el	Por el ejercicio finalizado el	Por el ejercicio finalizado el	Por el ejercicio finalizado el
	31-Dic-2		018		31-Dic-2017
	Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales Costos operativos de comercialización y transporte de gas		Gastos de **administración **	Gastos de comercialización 8.922 3.211 204 - - - 952 28 295 35.062 - 63 - 256 - 148 49.141 21.909	Total **Total **
	13.026 138.030 2.517 35.187 132.973 14.731 - - - - 121 2.450 651 8.695 18.508 66.633 27 511 629 11.008 - - 12.477 98.655 2.378 9.645 384.205 1.187.754 108.084 - 5.580 31.393	2.433 436 - - - - - - - 344 - - - 9.232 - -	218.475 30.180 158.098 19.655 67.440 14.289 10.465 3.886 9.395 511 72.379 15.647 - 39.209 - 13.675		380.886 197.753 71.531 49.356 306.006 72.947 19.655 12.592 67.440 14.729 16.860 12.920 20.763 11.560 89.055 52.246 10.228 6.574 47.554 22.144 72.379 - 126.842 49.503 12.023 8.932 1.620.656 805.005 108.084 - 50.796 25.694
	681.176 1.604.692	12.445	673.304		3.020.758 1.341.775
	196.257 903.184	5.385	215.040

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A.

C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Guillermo D. Cohen

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

Informe de la Comisión Fiscalizadora

A los señores Accionistas de GENNEIA S.A.

De nuestra consideración:

1. De acuerdo con lo requerido por el inciso 5° del artículo N° 294 de la Ley N° 19.550, hemos realizado el trabajo mencionado en el párrafo siguiente en relación con el inventario y el balance general consolidado de GENNEIA S.A. al 31 de diciembre de 2018 y los correspondientes estados consolidados de los resultados y otros resultados integrales, los correspondientes estados de cambios en el patrimonio neto consolidado y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en dicha fecha, y la información complementaria contenida en sus notas 1 a 16 y los Anexos A y H. Dichos documentos son responsabilidad de la Dirección de la Sociedad en el ejercicio de sus funciones exclusivas.

2. Nuestro trabajo sobre los estados consolidados mencionados en el primer párrafo consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en dichos estados con la información de las decisiones societarias expuestas en actas, y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos, en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para la realización de dicho trabajo hemos tenido en cuenta el informe de los auditores independientes Deloitte & Co. S.A. de fecha 1 de marzo de 2019, emitido de acuerdo con las normas de la Resolución Técnica N° 32 de la Federación Argentina de Concejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) para la auditoría de estados contables. No hemos efectuado ningún control de gestión y, por lo tanto, no hemos evaluado los criterios y decisiones empresarias de administración, financiación, operación y comercialización, dado que estas cuestiones son de responsabilidad exclusiva del Directorio de la Sociedad. Consideramos que nuestro trabajo y el informe de los auditores externos, nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.

3. En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado, los estados contables mencionados en el primer párrafo presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial consolidada de GENNEIA S.A. al 31 de diciembre de 2018, su resultado integral, los cambios en su patrimonio neto y los flujos de su efectivo por el ejercicio económico finalizado en dicha fecha, de conformidad con las Normas Contables Profesionales Argentinas.

4. Informamos, además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes que:

5. a) Los estados contables adjuntos y el correspondiente inventario se encuentran pendientes de transcripción a libros rubricados.

6. b) Hemos revisado la Memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

7. c) De acuerdo con lo requerido por la Resolución General N° 340 de la Comisión Nacional de Valores, sobre la independencia del auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en la República Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales vigentes en la República Argentina.

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

2

• e) Hemos recibido evidencia del cumplimiento del artículo N° 76 de la Resolución General N° 7/2015 de la Inspección General de Justicia, en relación a las garantías de los directores, a que se refiere el artículo N° 256 de la Ley N° 19.550.

• f) Hemos aplicado los procedimientos sobre prevención de lavado de activos de origen delictivo y financiación del terrorismo previstos en Resolución N° 420/2011 de la Junta de Gobierno de la Federación Argentina de Consejo de Profesionales de Ciencias Económicas Consejo Profesional de Ciencias Económicas.

Provincia de Buenos Aires, 1 de marzo de 2019.

Por Comisión Fiscalizadora

Diego Serrano Redonnet Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

1

GENNEIA S.A.

Domicilio: Nicolás Repetto 3676 - Piso 3° - Olivos, Provincia de Buenos Aires

Ejercicio Económico Nº 28 iniciado el 1º de enero de 2018

Reseña Informativa al 31 de Diciembre de 2018

Información confeccionada sobre la base de los Estados Contables Consolidados de GENNEIA S.A. y sus Sociedades Controladas.

Contenido

1. Análisis de los resultados de operaciones consolidado (*) Síntesis Análisis de la contribución marginal por segmento Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Comercialización y transporte de gas natural

Gastos de comercialización Gastos de administración Resultados financieros Impuesto a las ganancias Liquidez

1. Comparación de los resultados de las operaciones entre el cuarto trimestre 2018 y el cuarto trimestre 2017 (*)

2. Síntesis de la estructura patrimonial consolidada comparativa

3. Síntesis de la estructura de resultados y otros resultados integrales consolidada comparativa

4. Síntesis de la estructura del flujo de efectivo consolidada comparativa

5. Datos Estadísticos (*)

6. Índices

7. Perspectivas (*)

---

(*) Información no cubierta por el informe de revisión limitada de los auditores independientes Marzo 1, 2019

2

1. Análisis de los resultados de operaciones consolidado (Información no cubierta por el informe de los auditores independientes)

Ingresos por ventas netas Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Comercialización y transporte de gas Otros ingresos diversos Costo de ventas Gastos operativos Depreciación y amortización Utilidad Bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones a largo plazo Resultados financieros, netos (Pérdida) utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad neta del ejercicio Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio	31-Dic-2018 31-Dic-2017 Variación
	(en miles de pesos) 5.980.735 2.646.419 3.334.316
	3.687.825 1.883.325 1.804.500 2.120.363 679.731 1.440.632 149.075 77.974 71.101 23.472 5.389 18.083 (2.521.623) (1.192.610) (1.329.013)
	(832.348) (405.816) (426.532) (1.689.275) (786.794) (902.481)
	3.459.112 1.453.809 2.005.303 (49.141) (21.909) (27.232) (673.304) (215.040) (458.264) (400.039) (73.551) (326.488) (50.294) (1.887) (48.407) (2.747.999) (787.206) (1.960.793)
	(461.665) 354.216 (815.881) (507.433)286.777 (794.210)
	(969.098) 640.993 (1.610.091) 5.478.429 579.789 4.898.640
	5.478.429 579.789 4.898.640
	4.509.331 1.220.782 3.288.549
	(969.098) 640.993 (1.610.091)
	(969.098)640.993 (1.610.091)
	4.509.331 1.220.782 3.288.549
	4.509.331 1.220.782 3.288.549

Síntesis

El resultado neto antes de impuesto a las ganancias refleja una pérdida de $ 461,7 millones, mostrando una variación interanual negativa de $ 815,8 millones en comparación con la ganancia del ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2017 de $ 354,2 millones.

La utilidad bruta del ejercicio de $ 3.459,1 millones, es 138% superior a la utilidad bruta del ejercicio anterior que ascendía a $ 1.453,8 millones. Este aumento fue el resultado, según se explica en mayor detalle más adelante en la sección de "Análisis de la contribución marginal por segmento", principalmente a la puesta en funcionamiento de la ampliación de la Central érmica Bragado, de los Parques Eólicos PER III y del PEM I, los Parque Solares ULLUM I, II y III, y los parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I; y a las adquisiciones de la Central Térmica Cruz Alta y del Parque Eólico Loma Blanca IV; y a mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares. Este efecto fue parcialmente compensado por un mayor cargo nominal en pesos de la depreciación de los bienes de uso por efecto de la devaluación, y por costos incrementales de generación y operativos de la nueva Central Térmica Bragado, PER III, PEM I, parque solares ULLUM I, II y III, y parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I y las nuevas adquisiciones mencionadas upsupra. El margen bruto (utilidad bruta dividida por ventas netas) fue del 58% y 55% en los ejercicios finalizados al 31 de Diciembre de 2018 y 2017. Con respecto a la devaluación cambiaria, cabe mencionar, que el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 concluyó con una devaluación del peso frente al dólar del 103%, en comparación a la devaluación cambiaria del 17% del ejercicio anterior.

3

Ingresos por Ventas

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	3.687.825	1.883.325	96%
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	2.120.363	679.731	212%
Ingresos por comercialización y transporte de gas	149.075	77.974	91%
Otros ingresos diversos	23.472	5.389	336%
Total ingresospor ventas	5.980.735	2.646.419	126%

Las ventas netas al 31 de Diciembre de 2018 ascendieron a $ 5.980,7 millones, lo que representa un aumento del 126% en comparación con los $ 2.646,4,4 millones al 31 de Diciembre de 2017. El aumento se debe principalmente a mayores ingresos por potencia puesta a disposición durante el ejercicio 2018, a causa de la puesta en marcha de la CT Bragado II y III a partir del mes de Febrero de 2017 y Mayo de 2017, respectivamente, a la adquisición de la CT Cruz Alta en el mes de Agosto de 2017, a mayores ingresos por generación de energía por la puesta en marcha del PER III en el mes de diciembre de 2017, a la adquisición del Parque Eólico Loma Blanca IV en el mes de noviembre de 2017, a la puesta en marcha del PEM I en el mes de noviembre de 2018, a la puesta en funcionamiento de los parque eólicos Chubut Norte I y Villalonga y los parque solares ULLUM I, II y III en el mes de diciembre de 2018; y a mayores ingresos expresados en pesos por efecto de la devaluación cambiaria (tarifas denominadas en Dólares).

Costo de Ventas

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(181.248)	(71.090)	155%
Compras para comercialización y transporte de gas natural	(42.062)	(16.694)	152%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(1.604.685)	(903.184)	78%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(681.176)	(196.257)	247%
Costos operativos comercializaciónytransporte degas	(12.445)	(5.385)	131%
Total costo de ventas	(2.521.623)	(1.192.610)	111%

El costo de ventas al 31 de Diciembre de 2018 fue de $ 2.521,6 millones, en comparación con los $ 1.192,6 millones al 31 de Diciembre de 2017, lo cual representa un incremento del 111%. El aumento de costos se debe principalmente a los costos relacionados con la ampliación de la CT Bragado II y III que comenzaron a operar en el mes de Febrero y Mayo 2017, respectivamente, de la entrada en funcionamiento del PER III a partir de Diciembre 2017, de las adquisiciones de la CT Cruz Alta y del Parque Eólico Loma Blanca IV, y a la puesta en marcha de los parque eólicos PEM I, Chubut Norte I y Villalonga y los parque solares ULLUM I, II y III a fines del ejercicio 2018; y al aumento del cargo en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Análisis de la contribución marginal por segmento

• Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Convencionales

Descripción del segmento

El segmento de negocios de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales inició sus operaciones en el ejercicio 2008.

Al cierre del ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 este segmento comprendía la operación de centrales térmicas con una potencia instalada total de 643 MW, con la siguiente distribución:

4

Central (Provincia)	Inicio operación Comercial	MW potencia instalada	Tipo de Contratación
Rio Mayo (Chubut)	Junio 2008	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Gobernador Costa (Chubut)	Septiembre 2009	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Pinamar (Buenos Aires)	Febrero 2008	20	Resolución SEE 19/2017
Matheu (Buenos Aires)	Noviembre 2008	42	Contrato MEM con CAMMESA
Paraná (Entre Ríos)	Junio 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Olavarría (Buenos Aires)	Septiembre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Concepción del Uruguay (Entre Ríos)	Octubre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas I (Buenos Aires)	Noviembre 2009	10	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas II (Buenos Aires)	Enero 2011	25	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado I (Buenos Aires)	Junio 2011	50	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado II (Buenos Aires)	Febrero 2017	59	Contrato MEM con CAMMESA
Bragado III (Buenos Aires)	Mayo 2017	59	Contrato MEM con CAMMESA
Cruz Alta (Tucumán)	Enero 2002 / Enero 2003	245	Resolución SEE 19/2017

El 11 de agosto de 2017 Genneia Desarrollos S.A. adquirió a Pluspetrol Resources Corporation B.V. y Pluspetrol Resourses Corporation la totalidad de las acciones de la sociedad Generadora Eléctrica De Tucumán S.A. (“GETSA””), cuyo objeto social y actividad es la generación y comercialización de energía eléctrica a través de dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán. Con fecha 17 de agosto de 2017, se aprobó el inicio de un proceso de reorganización societaria mediante la fusión por absorción de la sociedad. Dichas centrales operan bajo la Resolución SEE 19/2017, la cual establece que los Agentes del MEM podrán declarar Ofertas de Disponibilidad Garantizada para suscribir Compromisos de disponibilidad garantizada, por la potencia y energía de las unidades generadoras instaladas, de acuerdo a lo establecido en dicha Resolución. La potencia que pueda ser objeto de Ofertas de Disponibilidad Garantizada será remunerada en función a un pago por potencia disponible mensual subdividida en una potencia disponible real, una potencia garantizada ofrecida, y una potencia asignada; y otro por energía generada y operada.

Las centrales térmicas de las localidades de Rio Mayo y Gobernador Costa operan bajo un contrato firmado con la Dirección General de Servicios Públicos de la provincia de Chubut.

Todas las demás centrales térmicas brindan energía al SADI, por medio de contratos MEM con CAMMESA en el marco de la Resolución S.E. N° 220/2007 (excepto por las centrales de Pinamar y Matheu que, por cumplimiento del plazo contractual, a la fecha de los presentes estados contables se encuentra operando bajo la Resolución SEE 19/2017). Dichas centrales se denominan de pico, lo que implica que el principal ingreso consta de la potencia puesta a disposición (PPAD), y de los contratos prevén una remuneración por generación basada en un costo variable de producción más combustible.

En el marco de la convocatoria para ofertar nueva generación térmica abierta bajo la Resolución de la Secretaría de Energía Eléctrica n° 21/2016, la Sociedad ha resultado adjudicataria de dos nuevos proyectos para ampliar la capacidad de generación de la central térmica Bragado actualmente existente (CT Bragado II y III). Cada uno de dichos proyectos implica adicionar una potencia nominal de 59,2 MW promedio, totalizando 118,4 MW promedio la potencia nominal adicional una vez que ambas ampliaciones estén operativas. En el mes de Febrero de 2017, se habilitó la primera etapa de la CT Bragado y, a través de una gestión eficiente durante el proceso de obra, el 5 de Mayo de 2017, se logró la habilitación comercial de la segunda etapa del proyecto de ampliación de la Central, anticipando la fecha comprometida en el PPA.

5

Análisis de la evolución del ejercicio

Durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales reflejó una contribución marginal de $ 1.901,9 millones, representando el 55% de la utilidad bruta total de la Sociedad. La contribución marginal del segmento fue de $ 992,8 millones o 109% superior al 31 de Diciembre de 2017. Este aumento se debió principalmente a: i) la puesta en marcha de la CT Bragado II y III en el mes de Febrero y Mayo de 2017, respectivamente, cuya potencia instalada asciende a 59 MW cada una; ii) la adquisición dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán en Agosto de 2017, cuya potencia instalada asciende a 245 MW; iii) mayores ingresos expresados en pesos por efecto de la devaluación sobre las tarifas dolarizadas; y iv) por mayores ingresos por potencia puesta a disposición en comparación con el ejercicio anterior; lo cual fue compensado parcialmente por los mayores costos operativos de la puesta en marcha de CT Bragado II y III y de la CT adquirida Cruz Alta; y por mayor cargo en pesos de la depreciación de los bienes de uso por efecto de la devaluación en comparación con el ejercicio anterior.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	3.687.825	1.883.325	96%
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(181.248)	(71.090)	155%
Costos operativosgeneración energía eléctrica de fuentes convencionales	(1.604.685)	(903.184)	78%
Contribución Marginal	1.901.892	909.051	109%

Las ventas del segmento aumentaron en 2018 un 109% respecto del 2017 y representaron el 62% del total de ventas de la Sociedad.

Las ventas por potencia puesta a disposición fueron de $ 3.323,4 millones al 31 de Diciembre de 2018, resultando en una variación positiva interanual de 97%, derivada principalmente del impacto por la puesta en marcha de la CT Bragado II y III, la adquisición dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán y del efecto de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas de los contratos de suministro de energía.

Las ventas por generación de energía del segmento sumaron $ 364,4 millones al 31 de Diciembre de 2018, representando un aumento del 82% en relación al 31 de Diciembre de 2017. Este efecto se debe principalmente al impacto de la devaluación sobre las tarifas dolarizadas. El volumen total de energía generada por el segmento ascendió al 31 de Diciembre de 2018 a 658 GWh, representando un 28% de disminución respecto al ejercicio anterior debido a menor demanda eléctrica, que fuera parcialmente compensada por la entrada en operación de las CT Bragado II y III; y por la adquisición de la CT Cruz Alta en la provincia de Tucumán. Dicha disminución está compuesta por una baja del 30% en el volumen despachado a gas natural (626,9 GWh) y una suba del 56% (31,1 GWh) en el volumen de energía despachado utilizando combustibles líquidos. Las ventas incluyen la Reserva de Corto Plazo (RCP), la cual es un servicio brindado por los generadores que consiste en ofertar una cantidad de potencia en reserva para un determinado plazo que, de ser aceptada por el Operador del Mercado (CAMMESA), será considerada como parte de la reserva operativa del sistema ante contingencias no programadas en la operación del MEM. Los generadores ofertan y son adjudicados; como contraprestación del servicio, existe una remuneración por cada MW adjudicado y puesto a disposición. Genneia participa en la RCP desde el ejercicio 2013, ofertando hasta el 80% de su potencia contratada en ciertas centrales térmicas. Dichas ventas generaron ingresos al 31 de Diciembre de 2018 por $ 1,3 millones.

Los costos de compra de combustible y transporte ascendieron a $ 181,2 millones, representando un incremento del 155% respecto de los $ 71,1 millones correspondientes al ejercicio 2017. Esta variación responde principalmente al impacto de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas y al ingreso en operación de las nuevas CT de Bragado II y III y la CT Cruz Alta adquirida en la provincia de Tucumán.

Los costos operativos al 31 de Diciembre de 2018 fueron de $ 1.604,7 millones, resultando en un aumento interanual del 78%, debido principalmente al aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y a mayores costos por la incorporación de la CT Bragado II y III y la CT Cruz Alta.

Al 31 de Diciembre de 2018 los activos operativos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 9.015,1 millones, y a $ 149,7 millones de activos en obras en curso al cierre del ejercicio.

6

• Generación de Energía con Fuentes Renovables

Descripción del segmento

Al 31 de Diciembre de 2018 el segmento de generación de energía eléctrica con fuentes renovables comprende las actividades desarrolladas por la Sociedad en el parque eólico de su propiedad de 77,4 MW de potencia instalada ubicado en cercanías de la ciudad de Rawson en la Provincia de Chubut (en adelante, el "Parque Eólico de Rawson" o "PER"). El parque fue inaugurado en enero de 2012 convirtiéndose en el parque eólico de mayor tamaño de Argentina y está conformado por 43 Aerogeneradores marca Vestas de 1,8 MW de potencia cada uno. Cammesa ha reconocido la repotenciación del PER I & II, resultando en una capacidad instalada de 83,65 MW.

La Sociedad ha finalizado en Diciembre de 2017 la construcción de su proyecto de expansión del Parque Eólico Rawson, ampliando la capacidad instalada en 25,05 MW, destinados principalmente a la venta de energía a privados.

Desde el inicio de su operación comercial, el Parque Eólico Rawson ha generado electricidad sin mayores interrupciones logrando un volumen total de energía superior a los 2.110 GWh y registró un factor de capacidad neto promedio de 43%. Adicionalmente, la Sociedad ha alcanzado una sólida trayectoria en el mantenimiento de la disponibilidad del parque, obteniendo con su parque eólico un factor de disponibilidad promedio de 98.4% y un factor de carga del 40.8%.

La energía generada posibilitó la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero estimadas en más de 1.400 mil toneladas de CO2 y la posibilidad de generar un ahorro de divisas para el país por sustitución de importación de combustibles, demostrando así las ventajas del recurso eólico disponible en nuestro país.

El 29 de noviembre de 2017, ampliamos nuestra cartera eólica en la Provincia de Chubut mediante la adquisición de Parque Eólico Loma Blanca, que posee y opera el parque eólico de 51 MW Loma Blanca IV. Desde su entrada en operación este parque ha generado energía eléctrica por un volumen de 958 GWh.

A fines del ejercicio 2018 la Sociedad concluyó la construcción de los parques eólicos de Madryn I, Villalonga y Chubut Norte I; con una capacidad instalada de 71 MW, 51 MW y 29 MW; respectivamente.

Asimismo, la Sociedad está desarrollando los proyectos de parques eólicos de Madryn II, Pomona y Necochea (este último a través de un joint venture 50/50 celebrado con la compañía de generación Centrales de la Costa Atlántica S.A.); para los cuales se estima tener una capacidad instalada de 151 MW, 101 MW y 37.95 MW; respectivamente.

Por otro lado, las plantas solares correspondientes a las sociedades Ullum Solar I S.A., Ullum Solar II S.A. y Ullum Solar III S.A., fueron puestas en funcionamiento en Diciembre 2018 con una capacidad instalada de 25 MW, 25 MW y 32 MW; respectivamente.

Análisis de la evolución del ejercicio

Durante el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018, el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables reflejó una contribución marginal de $ 1.439,2 millones, representando el 42% de la utilidad bruta total de la Sociedad.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	2.120.363	679.731	212%
Costos operativosgeneración energía eléctrica de fuentes renovables	(681.176)	(196.257)	247%
Contribución Marginal	1.439.187	483.474	198%

Los ingresos por generación aumentaron un 198%, pasando de $ 483,5 millones al 31 de Diciembre de 2017 a $ 1.439,2 millones al 31 de Diciembre de 2018, básicamente como consecuencia de; i) la energía generada por el parque Eólico Loma Blanca IV; ii) mayor volumen de energía generada por la entrada en operación de la extensión del parque Eólico Rawson, iii) puesta en funcionamiento de los parques Eólicos Madryn I, Villalonga y Chubut Norte I, iv) puesta en funcionamiento de los parque solares Ullum I,II y III; y v) mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares. El volumen de energía eólica generada alcanzó los 608,1 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018, en comparación con los 498,4 GWh generados en mismo ejercicio del 2017. El volumen de energía solar generada alcanzó los 6,3 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018.

7

Los costos operativos aumentaron un 247% respecto del ejercicio anterior, principalmente debido a los costos operativos del parque Eólico adquirido Loma Blanca IV, a las puestas en funcionamiento de los parques mencionados upsupra, y al aumento en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Al 31 de Diciembre de 2018 los activos operativos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 19.290,2 millones, y a $ 6.134,9 millones de activos en obras en curso al cierre del ejercicio.

• Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte de Gas Natural

La operación del segmento se conforma por: i) la comercialización, por medio de contratos de largo plazo con clientes industriales de primer nivel, de 165.000 m3 por día de capacidad de transporte en firme de gas natural obtenida en el marco de las obras de ampliación del gasoducto Gral. San Martín de TGS que fueran desarrolladas por la Sociedad en 2008; ii) la gestión de compra de gas natural realizada por cuenta y orden de terceros; y iii) la compra de gas natural y capacidad de transporte de gas natural para su reventa.

La contribución marginal del segmento representó en el ejercicio 2018 un 3% del total de la utilidad bruta consolidada de la Sociedad, ubicándose en $ 94,6 millones, en comparación con los $ 55,9 millones registrados durante el ejercicio 2017, mostrando un aumento del 69%. El aumento se debe principalmente a mayores ingresos por el aumento de los volúmenes transportados y el efecto de la devaluación cambiaria del peso sobre dichas tarifas.

Concepto	31-Dic-2018	31-Dic-2017	Variación %
Ingresos por comercialización y transporte de gas natural	149.075	77.974	91%
Compras para comercialización y transporte de gas natural	(42.062)	(16.694)	152%
Costos operativos de comercializaciónytransporte degas	(12.445)	(5.385)	131%
Contribución Marginal	94.568	55.895	69%

• Gastos de Administración

Los gastos administrativos aumentaron un 213%, pasando de $ 215,1 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2017 a $ 673,3 millones al 31 de Diciembre de 2018. Dicha variación corresponde principalmente a; i) el aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio y del crecimiento de la estructura de personal; ii) mayores gastos de investigación y desarrollo relacionados con la generación de energía térmica, eólica, solar y biomasa; iii) mayores gastos por honorarios y servicios administrativos de las sociedades adquiridas; y, iv) al aumento del cargo en Pesos de las amortizaciones de los activos dolarizados por efecto de la devaluación cambiaria.

• Gastos de Comercialización

Durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 los gastos de comercialización aumentaron un 124%, pasando de $ 21,9 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2017 a $ 49,1 millones al 31 de Diciembre de 2018, como consecuencia del aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio y al mayor cargo por el impuesto a los ingresos brutos relacionados con la mayor facturación del ejercicio.

• Resultados Financieros

Los resultados financieros netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 fueron negativos en $ 2.806,3 millones, respecto de los $ 787,2 millones negativos en el ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 256% según la siguiente apertura:

8

Concepto Ingresos financieros Intereses y otros Costos financieros Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Intereses Diferencias de cambio, netas Gastos de emisión y retenciones Diversos Resultados financieros netos	31-Dic-2018 31-Dic-2017 Variación %
	7.408 7.895 -6%
	7.408 7.895 -6%
	(528.820) 56.550 -1035% (841.589) (518.367) 62% (1.186.914) (217.913) 445% (64.968) (57.899) 12% (133.116) (57.472) 132%
	(2.755.407) (795.101) 247%
	(2.747.999) (787.206) 249%

Esta variación se debe principalmente al cargo por diferencia de cambio sobre la posición activa en pesos de la compañía, debido a la mayor devaluación del ejercicio, comparada con el ejercicio anterior. Con respecto a la devaluación cambiaria, cabe mencionar, que el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2018 concluyó con una devaluación del peso frente al dólar del 103%, en comparación a la devaluación cambiaria del 17% del ejercicio anterior. Además de la perdida por diferencia de cambio, arriba mencionada, este efecto devaluatorio involucro mayores cargos en pesos de los intereses financieros devengados por deudas nominadas en Dólares, y la devaluación de instrumentos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados. Por otro lado, es pertinente aclarar que los saldos a cobrar por venta de energía a CAMMESA y IEASA (Ex ENARSA) son liquidados en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta a pesar que los contratos de suministro firmados con dichas entidades presentan tarifas dolarizadas y que en los mismos existen mecanismos previstos por los cuales la Sociedad mantiene el derecho de percibir un ajuste por la diferencia de cambio producida por la evolución del tipo de cambio utilizado para la facturación hasta el momento de la efectiva cobranza.

• Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias al 31 de Diciembre de 2018 asciende a una pérdida de $ 507,4 millones en comparación con la ganancia de $ 286,8 millones en 2017. La variación negativa corresponde principalmente al efecto durante el ejercicio de la depreciación del peso respecto del dólar en el cálculo del impuesto diferido sobre los bienes de uso y sobre el quebranto fiscal activado y al reconocimiento de una pérdida en concepto de quebrantos fiscales que prescribirán en los años 2019 y 2020 y que tenían una alta probabilidad de no ser utilizadas, lo cual fue parcialmente compensado por el quebranto registrado debido a la mayor pérdida impositiva del ejercicio .

• Liquidez

La variación de fondos netos del ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2018 resultó en una generación de fondos de $ 3.978,7 millones en comparación con la generación de fondos por $ 1.059,7 millones de 2017.

Las principales variaciones que explican esta evolución corresponden a; mayores fondos generados por las actividades de financiación correspondientes a la emisión de nuevas obligaciónes negociables por USD 163 millones, USD 51,5 millones y USD 50 millones, al aumento de capital por USD 20 millones en Marzo del 2018, obtención de diversos préstamos bancarios, compensado parcialmente por mayores aplicaciones de fondos en las actividades de inversión por los avances de las obras en construcción llevadas a cabo por la compañia.

Los fondos netos generado por las operaciones al 31 de Diciembre de 2018 alcanzaron los $ 2.130,6 millones, en comparación con los $ 1.420,3 millones generados durante el ejercicio 2017.

El efectivo neto aplicado en las actividades de inversión al 31 de Diciembre de 2018 alcanzó los $ 11.368 millones, en comparación con los $ 4.617,7 millones aplicados en 2017. La erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso en 2018 corresponde principalmente al pago por las inversiones en los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Chubut Norte, Villalonga y Pomona.

9

En 2017, las aplicaciones de fondos en las actividades de inversión corresponden principalmente a la adquisición de las compañía GETSA y PELBIV, dueñas de la Central térmica “El Bracho” y el parque eólico “Loma Blanca IV”, respectivamente, y a inversiones relacionadas con la obra de ampliación de la CT Bragado II & III, y las nuevas obras en el PER III, y en los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Villalonga y Chubut Norte.

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en el ejercicio 2018 totalizan $ 12.311,1 millones, en comparación con los $ 4.195,3 millones generados en el ejercicio 2017. Esta evolución se debe principalmente al desembolso de las nuevas Obligaciónes Negociables Clase XX, XXI y XXII por un total de USD 163 millones, USD 51,4 millones y USD 50 millones, respectivamente, y al aumento de capital realizado en el mes de Marzo del 2018 por un total de USD 20 millones. Además se desembolsaron los siguientes préstamos otorgados por: i) Banco Ciudad USD 5,5 millones, ii) Banco Provincia USD 5,5 millones y USD 4,35 millones, iii) Banco Itaú S.A. USD 7 millones y USD 10 millones, iv) Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. USD 10 millones, y v) Banco Chubut S.A. USD 2 millones.

Todo ello se vio compensado por la cancelación de los préstamos otorgados por el Banco Ciudad por USD 4 millones, USD 6 millones, y por el Banco Provincia por USD 4 millones; y a la cancelación total de la Obligacion Negociable Clase XIV (USD 25 millones).

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en el ejercicio 2017 totalizan $ 4.195,3 millones, los cuales se deben principalmente al desembolso de la nueva Obligación Negociable Clase XX por un total de USD 350 millones y al aumento de capital realizado en el mes de Marzo del 2017 por un total de USD 50 millonesy otro aumento de capital por USD 50 millones en el mes de Septiembre del 2017. También se concretó el desembolso de nuevos préstamos: i) USD 4 millones otorgado por el Banco Provincia de Buenos Aires, ii) USD 10 millones otorgado por el Banco Macro S.A., y iii) USD 6 millones otorgado por el Banco Ciudad. Todo ello se vio parcialmente compensado por el pago de diversas deudas financieras y bancarias, especialmente la cancelación del préstamo Sindicado por un total de USD 112 millones otorgado por el Banco Itaú S.A., Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. y Banco Macro S.A., a la cancelación anticipada de las Obligaciones Negociables Clase II y III por USD 38,5 millones y a los pagos de cuotas de capital de las Obligaciones Negociables Clase XIII (USD 8,3 millones), Clase XVI (ARS 48,9 millones), Clase XIX (ARS 462,2 millones) y Clase XVII (USD 20,2 millones), y de préstamos otorgados por el Banco Hipotecario por USD 30 millones, USD 4,9 millones al Banco Provincia, entre otros.

El total de préstamos al 31 de Diciembre de 2018 es de $ 34.788,1 millones incluyendo las obligaciones negociables públicas, deuda bancaria y operaciones de leasing. Del total de la deuda al 31 de Diciembre de 2018, $ 3.453,6 millones corresponden al corto plazo y $ 31.334,6 millones al largo plazo. El 100% de la deuda financiera al 31 de Diciembre de 2018 ha sido emitida en Dólares. Esta composición de deuda en Dólares está en línea con los ingresos de la Sociedad que en su gran mayoría responden a contratos de largo plazo denominados en Dólares.

Al 31 de Diciembre de 2018, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 9.732 millones.

Carlos Palazón

Director titular y autorizado

10

2. Comparación de los resultados de las operaciones entre el cuarto trimestre 2018 y el cuarto trimestre 2017 (Información no cubierta por el informe de revisión limitada de los auditores independientes)

El siguiente cuadro resume los resultados consolidados obtenidos durante el cuarto trimestre terminado el 31 de Diciembre de 2018 y 2017.

Ingresos por ventas netas Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Comercialización y transporte de gas Otros ingresos diversos Costo de ventas Gastos operativos Depreciación y amortización Utilidad Bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones a largo plazo Resultados financieros, netos (Pérdida) utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad neta del ejercicio Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio	2018 2017 Variación (en miles de pesos) 2.045.254 835.042 1.210.212
	1.135.760 578.600 557.160 858.576 232.390 626.186 46.555 20.411 26.144 4.363 3.641 722 (839.382) (382.290)(457.092)
	(273.153) (141.095) (132.058) (566.229) (241.195) (325.034)
	1.205.872 452.752 753.120 (12.667) (5.509) (7.158) (386.271) (96.275) (289.996) (311.645) (11.005) (306.640) (11.109) (1.865) (9.244) (592.141) (325.586) (266.555)
	111.961 12.512 (124.473) (395.854) 489.685 (885.539)
	(507.815) 502.197 (1.010.012) (455.382) 332.072 (787.464)
	(455.382) 332.072 (787.464)
	(963.197) 834.269 (1.797.466)
	(507.815) 502.197 (1.010.012)
	(507.815) 502.197 (1.010.012)
	(963.197) 834.269 (1.797.466)
	(963.197) 834.269 (1.797.466)

La pérdida neta del cuarto trimestre del año 2018 se ubica en $ 507,8 millones, resultando en una variación negativa de $ 1.010 millones respecto a la ganancia neta de $ 502,2 millones registrada en el mismo trimestre del ejercicio anterior. La variación corresponde principalmente a una mayor carga de resultados financieros y resultado por impuesto a las ganancias, compensado parcialmente por una mayor utilidad bruta.

Durante el cuarto trimestre del ejercicio 2018 las ventas de la Sociedad ascendieron a $ 2.045,3 millones en comparación con los $ 835,1 millones registrados en el ejercicio anterior, lo cual representa una variación positiva del 145%. Dentro de las principales variaciones interanuales para los trimestres en comparación señalamos el incremento de ventas como resultado de la puesta en funcionamiento de la ampliación de la Central Térmica Bragado, del PER III, del PEM I, de los parque eólico Chubut Norte I y Villalonga y los parques solares ULLUM I, II y III; y a las adquisiciones de la sociedad Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. y del Parque Eólico Loma Blanca IV; y a mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares.

En cuanto a los costos de ventas, los mismos muestran en la variación interanual entre el cuarto trimestre 2018 y 2017, un aumento del 120%. Este aumento se debió principalmente a lo mencionado en el parrafo anterior, a un mayor cargo nominal en pesos de la depreciación de los bienes de uso por efecto de la devaluación y a los incrementos de los costos en pesos de personal y demás costos operativos como resultado del incremento general de precios de la economía.

11

La utilidad bruta del cuarto trimestre del ejercicio 2018 se ubica en $ 1.205,9 millones en comparación con $ 452,8 millones para igual período del ejercicio anterior; esta variación representa un aumento del 166%. Según lo expuesto precedentemente, esta variación positiva corresponde principalmente y a mayores ingresos por potencia puesta a disposición por la puesta en funcionamiento de los centros de generación mencionados previamente y al impacto de la devaluación del peso en las tarifas dolarizadas.

Los gastos de administración y comercialización aumentaron entre el cuarto trimestre 2017 y el cuarto trimestre 2017 en un 292%.

Los resultados financieros netos arrojaron una pérdida en el trimestre de $ 592,1 millones en comparación con los $ 325,6 millones de igual período del año 2017.

Carlos Palazón Director titular y autorizado

12

3. Síntesis de la Estructura Patrimonial Consolidada Comparativa

Balances Generales Consolidados al 31 de Diciembre de 2018, 2017, 2016, 2015 y 2014.

(Cifras expresadas en miles de pesos)

	31-Dic-2018 31-Dic-2017 31-Dic-2016 31-Dic-2015 31-Dic-2014
Activo
Activo corriente	9.704.547 2.767.938 1.371.200 641.140 880.473
Activo no corriente	43.820.649 14.644.468 6.996.489 4.766.668 3.169.804
Total del activo	53.525.196 17.412.406 8.367.689 5.407.808 4.050.277
Pasivo
Pasivo corriente	8.984.604 2.596.036 3.222.304 1.908.776 1.938.483
Pasivo no corriente	34.808.554 9.996.642 3.195.138 2.091.341 1.451.399
Total del pasivo	43.793.158 12.592.678 6.417.442 4.000.117 3.389.882
Atribuible a lospropietarios de la controladora	9.732.038 4.819.728 1.950.247 1.407.691 660.395
Total delpatrimonio neto	9.732.038 4.819.728 1.950.247 1.407.691 660.395
Total del pasivo y patrimonio neto	53.525.196 17.412.406 8.367.689 5.407.808 4.050.277

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg.N°13

Guillermo D. Cohen

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

13

4. Síntesis de la Estructura de Resultados y Otros Resultados Integrales Consolidada Comparativa

Estados de Resultados y Otros Resultados Integrales Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2018, 2017, 2016, 2015 y 2014.

(Cifras expresadas en miles de pesos)

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Utilidad Bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones a largo plazo Resultados financieros, netos (Pérdida) utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las Ganancias (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad neta del ejercicio Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio	31-Dic-2018 31-Dic-2017 31-Dic-2016 31-Dic-2015 31-Dic-2014(1)
	5.980.735 2.646.419 1.751.932 1.148.683 1.299.029 (2.521.623) (1.192.610) (865.343) (545.971) (718.693)
	3.459.112 1.453.809 886.589 602.712 580.336 (49.141) (21.909) (132.500) (134.223) (106.482) (673.304) (215.040) (20.300) (20.219) (26.320) (400.039) (73.551) (30.050) (58.059) (10.005) (50.294) (1.887) - - - (2.747.999) (787.206) (361.589) (511.621) (374.169)
	(461.665) 354.216 342.150 (121.410) 63.360 (507.433) 286.777 (129.471) (78.216) (56.075)
	(969.098) 640.993 212.679 (199.626) 7.285 5.478.429 579.789 329.877 465.171 145.713
	5.478.429 579.789 329.877 465.171 145.713
	4.509.331 1.220.782 542.556 265.545 152.998
	(969.098) 640.993 212.679 (199.626) 7.285
	(969.098) 640.993 212.679 (199.626) 7.285
	4.509.331 1.220.782 542.556 265.545 152.998
	4.509.331 1.220.782 542.556 265.545 152.998

(1) La información correspondiente a los estados contables consolidados al 31 de Diciembre 2014 y por el ejercicio económico finalizado en dicha fecha no contempla, de haber sido aplicables, ciertas modificaciones en los criterios de exposición adoptadas en los estados contables consolidados por los ejercicios finalizados al 31 de Diciembre de 2018, 2017, 2016 y 2015 en relación con:

(i) La exposición de forma neta de ciertos conceptos de ventas de generación de energía y costo de ventas de combustibles asociados.

(ii) La exposición del cargo por impuesto a los débitos y créditos bancarios en el rubro “Otros egresos, netos” del estado de resultados y otros resultados integrales.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg.N°13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

14

5. Síntesis de la Estructura del Flujo de Efectivo Consolidada Comparativa

Estados de Flujos de Efectivo Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2018, 2017, 2016, 2015 y 2014.

(Cifras expresadas en miles de pesos)

Fondos generados por las actividades operativas Fondos aplicados a las actividades de inversión Fondos generados por (aplicados a) las actividades de financiación Efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre el efectivo Total de fondos generados (aplicados) durante el ejercicio	31-Dic-2018 31-Dic-2017 31-Dic-2016 31-Dic-2015 31-Dic-2014
	2.130.564 1.420.286 635.363 104.808 453.746 (11.368.121) (4.617.749) (1.438.545) (218.682) (231.706) 12.311.144 4.195.346 1.556.236 (65.648) (160.264) 905.139 61.599 - - -
	3.978.725 1.059.482 753.054 (179.522) 61.776

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg.N°13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

15

6. Datos Estadísticos (Información no cubierta por el informe de los auditores independientes)

	Unidad	Enero /	Enero /	Enero /	Enero /	Enero /
	de	Diciembre	Diciembre	Diciembre	Diciembre	Diciembre
	Medida	2018	2017	2016	2015	2014
CENTRALES TÉRMICAS
Energía generada	MW/h	657.987	915.446	1.088.496	1.392.087	974.966
CT Pinamar	MW/h	34.125	48.291	72.542	98.322	114.338
CT Las Armas	MW/h	78.394	109.823	150.443	151.871	140.772
CT Matheu	MW/h	4.857	28.006	68.227	68.969	59.436
CT Olavarría	MW/h	7.702	29.257	75.148	80.275	62.021
CT Paraná	MW/h	6.265	31.573	64.589	81.413	63.696
CT Concepción del Uruguay	MW/h	2.619	25.356	52.140	83.219	60.260
CT Bragado	MW/h	451.595	452.492	239.320	229.933	188.341
CT Rio Mayo	MW/h	11.655	12.205	11.983	11.187	10.350
CT Gobernador Costa	MW/h	9.360	12.732	11.957	11.700	12.473
CT Cruz Alta	MW/h	51.415	165.711	342.147	575.198	263.279
Potencia puesta a disposición	MW	613	596	491	443	490
CT Pinamar	MW	19	19	19	19	20
CT Las Armas	MW	33	33	33	33	35
CT Matheu	MW	39	39	39	39	40
CT Olavarría	MW	40	40	40	40	41
CT Paraná	MW	40	40	40	40	41
CT Concepción del Uruguay	MW	40	40	40	40	41
CT Bragado	MW	164	164	48	48	50
CT Rio Mayo	MW	3	3	3	3	3
CT Gobernador Costa	MW	3	3	3	3	3
CT Cruz Alta(1)	MW	232	215	226	178	216
Volumen de Energía Despachada	MW	657.987	915.446	1.088.496	1.392.087	974.966
Gas Natural	MW	626.898	895.487	1.028.717	1.316.110	951.526
Gas Oil	MW	31.089	19.959	59.779	75.977	23.440
PARQUES EÓLICOS
Energía generada	MW/h	608.051	498.435	427.041	469.248	483.587
PE Rawson	MW/h	389.166	312.103	257.091	286.081	294.058
PE Loma Blanca IV(2)	MW/h	158.207	186.332	169.950	183.167	189.529
PE Madryn I	MW/h	53.711	-	-	-	-
PE Chubut Norte I	MW/h	6.967	-	-	-	-
PE Villalonga	MW/h	-	-	-	-	-
Potencia puesta a disposición	MW	312	131	128	128	128
PE Rawson	MW	109	80	77	77	77
PE Loma Blanca IV	MW	51	51	51	51	51
PE Madryn I	MW	71	-	-	-	-
PE Chubut Norte I	MW	29	-	-	-	-
PE Villalonga	MW	52	-	-	-	-

16

	Unidad	Enero /	Enero /	Enero /	Enero /	Enero /
	de	Diciembre	Diciembre	Diciembre	Diciembre	Diciembre
	Medida	2018	2017	2016	2015	2014
PARQUES SOLARES
Energía generada	MW/h	6.305	-	-	-	-
Ullum Solar I	MW/h	2.060	-	-	-	-
Ullum Solar II	MW/h	2.072	-	-	-	-
Ullum Solar IIII	MW/h	2.173	-	-	-	-
Potencia puesta a disposición	MW	82	-	-	-	-
Ullum Solar I	MW	25	-	-	-	-
Ullum Solar II	MW	25	-	-	-	-
Ullum Solar IIII	MW	32	-	-	-	-
COMERCIALIZACIÓN DE GAS Y TRANSPORTE
Ventas totales de gas natural	M3	10.864.740	4.824.304	6.211.800	8.574.843	59.332.340
Ventas totales de transporte	M3	83.331.840	81.692.140	77.936.555	76.069.558	160.201.723

• (1) El 11 de agosto de 2017 Genneia Desarrollos S.A. adquirió a Pluspetrol Resources Corporation B.V. y Pluspetrol Resourses Corporation la totalidad de las acciones de la sociedad Generadora Eléctrica De Tucumán S.A. (“GETSA””), cuyo objeto social y actividad es la generación y comercialización de energía eléctrica a través de dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán. Los datos estadísticos para períodos anteriores son expuestos en su totalidad a efectos informativos.

• (2) El 29 de noviembre de 2017 Genneia la totalidad de las acciones de la sociedad Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. cuyo objeto social y actividad es la Construcción, operación y mantenimiento de una granja eólica destinada a la generación de energía eólica ubicada en la provincia de Chubut. Los datos estadísticos para períodos anteriores son expuestos en su totalidad a efectos informativos.

Carlos Palazón

Director titular y autorizado

17

7. Índices

	31-Dic-2018	31-Dic-2017	31-Dic-2016	31-Dic-2015	31-Dic-2014
LIQUIDEZ CORRIENTE
(activo corriente / pasivo corriente)	1,08	1,07	0,43	0,34	0,45
SOLVENCIA
(patrimonio neto / pasivo total)	0,22	0,38	0,30	0,35	0,19
INMOVILIZADO DEL CAPITAL
(activo no corriente / activo total)	0,82	0,84	0,84	0,88	0,78
RENTABILIDAD
(resultado del ejercicio/patrimonio neto promedio)	(0,09)	0,19	0,13	(0,19)	0,01

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 1 - MARZO - 2019 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg.N°13

Guillermo D. Cohen Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Carlos Palazón Director titular y autorizado

18

8. Perspectivas (Información no cubierta por el informe de los auditores independientes)

En forma consistente con el plan estratégico planteado por los accionistas, el Directorio y la Gerencia General continúan trabajando con el firme objetivo de seguir consolidando los logros obtenidos en el negocio de generación y desarrollando los proyectos en el segmento de generación de energías renovables, y evaluando alternativas convencionales de acuerdo a las oportunidades de expansión disponibles en los requerimientos de capacidad adicional del sistema.

Por ello, el Directorio ha ratificado el plan estratégico de la Sociedad, y en línea con las necesidades de la matriz energética argentina, continuará desarrollando nuevos proyectos en el segmento de generación de energías renovables y avanzando en la construcción de los parques eólicos adjudicados durante el año 2016 Y 2017; lo que le permitirá continuar con un crecimiento disciplinado, manteniendo la observancia de la prudencia financiera, buscando la excelencia en los procesos, y profundizando las relaciones con clientes y proveedores en un marco de calidad, profesionalidad y prestigio.

Para ello el Directorio y la Gerencia General ratifican que el principal activo de la compañía son sus recursos humanos, capital que le permitirá conseguir los objetivos propuestos generando valor para sus accionistas. En tal sentido, continuará la inversión en capacitación al personal y desarrollo profesional.

Carlos Palazón Director titular y autorizado