GENNEIA S.A.

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Estados Contables Individuales al 31 de Diciembre de 2019 y 2018 Informe de los Auditores Independientes Informe de la Comisión Fiscalizadora

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

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INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

(sobre los estados contables individuales correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2019)

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 individuales

1. Identificación de los estados contables objeto de la auditoría

Hemos auditado los estados contables individuales adjuntos de GENNEIA S.A. (en adelante, mencionada indistintamente como “GENNEIA S.A.” o la “Sociedad”), que comprenden el balance general individual al 31 de diciembre de 2019, el estado individual de resultados y otros resultados integrales, el estado individual de cambios en el patrimonio neto y el estado individual de flujos de efectivo correspondientes al 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, C y H.

Las cifras y otra información correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2018 son parte integrante de los estados contables individuales 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 individuales

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados contables individuales 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

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 individuales mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación patrimonial individual de GENNEIA S.A. al 31 de diciembre de 2019, así como su resultado integral individual, los cambios en su patrimonio neto individual y los flujos de su efectivo individual 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 individuales 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 individuales mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe surgen de los registros contables de la Sociedad que se encuentran pendientes de transcripción a libros rubricados. En cumplimiento de las normas aplicables de la Comisión Nacional de Valores, informamos que, según nuestro criterio, los sistemas de registro contable de la Sociedad mantienen las condiciones de seguridad e integridad en base a las cuales fueron oportunamente autorizadas.
c) Los estados contables individuales mencionados en el primer párrafo del capítulo 1 de este informe se encuentran transcriptos en el libro Inventario y balances de la Sociedad.

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

d) Como parte de nuestro trabajo, cuyo alcance se describe en el capítulo 3 de este informe, hemos revisado la Información adicional a las notas de los estados contables individuales requerida por el Artículo N° 12 del Capítulo III Título IV de las Normas de la CNV (N.T. 2013), 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.
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: 100%.
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: 62%.
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: 62%.
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 2019 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $14.404.266 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 Ecónomicas Consejo Profesional de Ciencias Ecónomicas, 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, 5 de marzo de 2020.

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 Compañia 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 Compañia privada limitada por garantía constituida en Inglaterra y Gales bajo el número de Compañia 07271800, con domicilio legal en Hill House, 1 Little New Street, London, EC4a, 3TR, United Kingdom.

GENNEIA S.A.

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

Índice
−	Información legal		1
−	Balances generales individuales		2
−	Estados de resultados y otros resultados integrales individuales		3
−	Estados de cambios en el patrimonio neto individuales		4
−	Estados de flujos de efectivo individuales		5
−	Notas a los estados contables individuales:		6
	1.	Actividad de la Sociedad	6
	2.	Bases de preparación de los estados contables individuales	15
	3.	Resumen de las principales políticas contables	19
	4.	Juicios críticos en la aplicación de normas contables	31
	5.	Detalle de los principales rubros de los estados contables individuales	33
	6.	Saldos y operaciones con partes relacionadas	43
	7.	Instrumentos financieros	46
	8.	Capital social	52
	9.	Financiación	53
	10.	Remuneración de la administración	56
	11.	Principales contingencias, reclamos y activos contingentes	56
	12.	Proyectos en curso	65
	13.	Combinaciones de negocios	70
	14.	Pérdidas por deterioro reconocidas durante el año	73
	15.	Evolución reciente del contexto económico-financiero en que opera la sociedad	73
	16.	Hechos posteriores al cierre del ejercicio	74
	17.	Aprobación de los estados contables individuales	74
−	Anexo A - Evolución de bienes de uso		75
−	Anexo C - Participaciones en otras sociedades		76
−	Anexo H - Información requerida por el Art. 64, Inc. I.b) de la Ley N° 19.550		78

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

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

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 29

INICIADO EL 1 DE ENERO DE 2019

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

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: 25 de abril de 2019 (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 2019 (Nota 8)

(expresada en pesos)

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

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

(expresados en millones 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 y Anexo C) Inventarios (Nota 5.e) Bienes de uso (Nota 5.f y 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 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 emision Contribuciones de capital Reserva legal Reserva facultativa Otros resultados integrales Resultados no asignados Total del patrimonio neto Total del pasivo y patrimonio neto	31-Dic-2019 2.081 1.391 4.000 1.697 90 9.259 204 8.398 10.364 436 38.900 - 251 58.553 67.812 6.781 7.963 345 595 206 104 15.994 417 34.560 2.899 37.876 53.870 103 2.862 32 20 - 12.741 (1.816) 13.942 67.812	31-Dic-2018
		4.683 43 1.579 1.250 29
		7.584
		380 6.345 6.310 333 20.299 - 160
		33.827
		41.411
		3.877 2.551 172 13 266 79
		6.958
		250 23.631 1.051
		24.932
		31.890
		103 2.862 32 20 465 7.219 (1.180)
		9.521
		41.411

Las notas 1 a 17 y los estados complementarios (Anexos A, C y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables individuales.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 Deloitte & Co. S.A.

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

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Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

(expresados en millones 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) Resultado de inversiones no corrientes Otros egresos, netos (Nota 5.o) Resultados financieros, netos (Nota 5.p) Utilidad (pérdida) neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Nota 5.q) Pérdida neta por operaciones del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión(1) Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio Resultado por acción (básico y diluido) (Nota 3.20):		31-Dic-2019	31-Dic-2018
		9.551 (3.497)	4.897 (1.963)
		6.054 (96) (738) (1.839) (342) (2.781)	2.934 (51) (636) (490) (191) (2.287)
		258 (1.359)	(721) (459)
		(1.101) 5.522	(1.180) 5.478
		5.522	5.478
		4.421	4.298
		(10,69)	(11,59)

(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 17 y los estados complementarios (Anexos A, C y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables individuales.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

(expresados en millones de pesos - Nota 2.1)

				31-Dic-2019	31-Dic-2019					31-Dic-2018
	Aportes de los propietarios					Ganancias reservadas		Resultados no asignados	Total	Total
Capital suscripto	Prima de emisión	Subtotal	Contribuciones de capital	Total	Reserva legal	Reserva facultativa	Otros resultados integrales
103 - - - -	2.862 - - - -	2.965 - - - -	32 - - - -	2.997 - - - -	20 - - - - 20	465 - (465) - - -	7.219 - - - 5.522 12.741	(1.180) - 465 (1.101) - (1.816)	9.521 - - (1.101) 5.522	4.820 403 - (1.180) 5.478
103	2.862	2.965	32	2.997					13.942	9.521

Las notas 1 a 17 y los estados complementarios (Anexos A, C y H) que se acompañan son parte integrante de estos estados contables individuales.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Guillermo D. Cohen Por Comisión Fiscalizadora Socio Cesar Rossi Abogado U.C.A. Contador Público U.B.A. Director titular y autorizado C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115 C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO INDIVIDUALES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

(expresados en millones de pesos - Nota 2.1)

Efectivo generado por las operaciones Pérdida neta del ejercicio Ajustes para conciliar la pérdida neta del ejercicio con el efectivo neto generado por las operaciones: Depreciación de bienes de uso,activos en concesión y activos intangibles Desvalorización de bienes de uso Impuesto a las ganancias Resultado de inversiones no corrientes Aumento (disminución) neta de previsiones Interéses perdidos Gastos de emisión perdidos Intereses ganados con sociedades relacionadas Diferencias de cambio y otros Cambios en activos y pasivos: Créditos por ventas Otros créditos(3) Inventarios Cuentas por pagar Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Otros pasivos Interéses pagados 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 Aportes de capital en inversiones no corrientes Adquisiciones de subsidiarias neto de efectivo y equivalentes adquiridos (Nota 14) Préstamos y otros créditos a compañías controladas 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, netos de costos de emisión Pago de obligaciones negociables Préstamos obtenidos, netos de costos de emisión Pago de préstamos Efectivo neto generado por las actividades de financiación Efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre el efectivo (Disminución) aumento neto del efectivo(1) Efectivo al inicio del ejercicio(1) Efectivo al cierre del ejercicio(1)	31-Dic-2019 (1.101) 2.275 355 1.359 1.839 (2) 2.680 136 (589) 754 (1.751) (293) 49 674 97 582 120 (1.827) 5.357 (4.686) (96) (264) (1.918) (638) (7.602) - 851 - 3.154 (4.181) (176) 1.167 (1.254) 4.726 3.472	31-Dic-2018
		(1.180) 1.332 - 459 491 73 953 (64) - 1.222 (425) 32 (4) (400) 96 (39) (5) (880)
		1.661
		(3.434) (197) (30) (4.279) -
		(7.940)
		403 6.852 2.833 (726) (1.733)
		7.629
		1.870 3.220 1.506
		4.726

(1) Caja y bancos más inversiones transitorias con vencimiento pactado inferior a tres meses al momento de su adquisición (Nota 3.4.1).

(2) Al 31 de diciembre de 2019 el efectivo aplicado a actividades de inversión incluye 1.832 correspondientes a pagos por adquisiciones de bienes de uso efectuadas durante años anteriores y se encuentra neto de 3.345 correspondiente 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 376 y se encuentra neto de pagos por anticipos a proveedores de bienes de uso efectuados el año anterior por un importe de 1.055. Al 31 de diciembre de 2018 el efectivo aplicado a actividades de inversión incluye 68 correspondientes a pagos por adquisiciones de bienes de uso efectuadas durante años anteriores y se encuentra neto de 1.832 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 1.055 y se encuentra neto de pagos por anticipos a provedores de bienes de uso efectuados el año anterior por un importe de 943.959

(3) Incluye 80 y 504 relacionado con el aumento en el fondo para inversiones futuras por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente.

(4) Incluye 537 y 177 correspondientes a pagos de intereses capitalizados en activo fijo por los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente.

(5) Ver 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 17 y los estados complementarios (Anexos A, C y H) que se acompañan son parte integrante de estos

estados contables individuales.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

(expresados en millones de pesos – 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.U. (“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 Integración Energética Argentina S.A. (“IEASA”) Ex Energía Argentina S.A. (“Ex 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 hasta que fue derogada y reemplazada por la resolución 1/2019 la cual se describe 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 Nota 11.11). Por otra parte, con fecha 11 de marzo de 2019 el Ministerio de Hacienda, a través de la resolución 2019-4-APN-SRRYME#MHA aprobó la desvinculación de la central térmica Pinamar, solicitada previamente por la Compañía con el objetivo de vender los activos que la componen (turbinas de generación) .

Los programas de generación de energía eléctrica distribuida han sido impulsados por el Gobierno Nacional y por IEASA (EX 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 USD 7,45 a USD 10,00 por MWh para la electricidad generada efectivamente por nuestras plantas de energía que usan gas natural y de USD 10,15 a USD 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,

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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:

La Resolución SE 46/18 desde el mes de agosto de 2018.
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.

Con la Resolución 12/2019 de diciembre de 2019 el Ministerio de Desarrollo Productivo derogó la Resolución 70/2018 y vuelve a centralizar en CAMMESA la administración y suministro de todos los combustibles necesarios para operar las plantas térmicas.

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 (ix) Bragado I, 15/06/2021 (x) Bragado II, 31/01/2027 (xi) Bragado III, 04/05/2027. A la fecha de emisión de estos estados financieros, todas las plantas, excepto por Las Armas II, Bragado I, Bragado II y Bragado III, se encuentran bajo el esquema de remuneración de energía base establecido bajo la Resolución N° 31/2020, la cual se encuentra descripta en la Nota 16.2.

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. En la actualidad solo las centrales térmicas Las Armas II y Bragado I son objeto de esta retención.

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 a la 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.

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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.

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.

Centrales Térmicas: Finalización del plazo contractual

Durante el presente ejercicio y el anterior, los Contratos MEM celebrados bajo la Res. SE N° 220/2007 que posee la Sociedad han alcanzado el plazo contractual por las centrales térmicas de Concepción del Uruguay I, Concepción del Uruguay II, Las Armas I, Olavarría, Paraná, Matheu y Pinamar.

Las Centrales Concepción del Uruguay I y II se tratan de Centrales Térmicas con una potencia instalada total de 42 MW, comenzaron su operación comercial en octubre de 2009 y finalizaron su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en octubre de 2019. Las Central Las Armas I se trata de una Central Térmica con una potencia instalada total de 10 MW, comenzó su operación comercial en octubre de 2009 y finalizo su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en noviembre del 2019. La Central Olavarría se trata de una Central Térmica con una potencia instalada de 42 MW que comenzó su operación en agosto de 2009 y finalizó su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en septiembre de 2019. La Central Paraná se trata de una Central Térmica con una potencia instalada de 42 MW, comenzó su operación en mayo de 2009 y finalizó su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en junio de 2019. La Central Matheu se trata de una central Térmica con una potencia instalada total de 42 MW, comenzó su operación comercial en octubre de 2008 y finalizó su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en noviembre del 2018. La Central Pinamar se trata de una central Térmica con una potencia instalada total de 19 MW, comenzó su operación comercial en enero de 2008 y finalizó su contrato bajo Res. SE N° 220/2007 en febrero del 2018. Tal como se menciona mas adelante, con fecha 24 de abril de 2019 los equipos de la central térmica Pinamar han sido vendidos.

A partir del cumplimiento del plazo contractual, todas estas centrales térmicas se encuentran, a excepción de Pinamar, operando bajo el esquema de remuneración de energía base establecido bajo la Resolución N° 01/2019 el cual está denominado en US$y es aplicable a partir del 1 de marzo de 2019. A continuación, se exponen los principales conceptos: i. La remuneración por potencia de las generadoras térmicas que declaren disponibilidad garantizada ofrecida de potencia (DIGO) es de US$5.500/MW-mes para los períodos de marzo a mayo (otoño) y septiembre a noviembre (primavera) y de US$7.000/MW para los meses restantes; ii. Para las generadoras térmicas se aplica sobre la remuneración a la potencia, un coeficiente derivado del factor de utilización promedio de los últimos doce meses de la unidad: para percibir el 100% del pago por potencia, se requiere un mínimo del 70% del factor de utilización; entre un 30% y 70% de utilización, se percibe un porcentaje en función de ello; y si el factor de uso es menor al 30%, el coeficiente resultante es 0.70; y iii. La remuneración por operación y mantenimiento es de USD 4/MWh en la energía generada con gas y a USD 7/MWh con fuel oíl o gas oíl, la remuneración por energía operada es de USD 1,4/MWh.

Esta resolución, ha sido ahora reemplazada por la Resolución N° 31/2020 (ver Nota 16.2).

Al 31 de diciembre de 2019, se ha registrado un deterioro parcial de los activos fijos por 365. El valor residual contable de las Plantas de Generación Térmica analizadas asciende a 4.393 (USD 73.3 millones) y se encuentran incluidas dentro del Anexo A, principalmente en la línea Equipos de Generación Eléctrica.

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A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la gerencia y el directorio se encuentran evaluando distintas alternativas de destino de los activos relacionados con las centrales térmicas arriba mencionadas, entre ellas la venta de los equipos. La evaluación del valor de recupero de los activos, se base en las estimaciones del valor de uso y valor de disposición según correspondiere (ver Nota 14). En consonancia con la posibilidad de disponer los activos, la Sociedad ha solicitado a la Secretaría de Energía la desconexión de las centrales térmicas de Matheu, Concepción del Uruguay, Paraná y Olavarría, las cuales no podrán continuar despachando energía a CAMMESA a partir de la fecha que la autorización de desconexión indique. A la fecha, si bien la Secretaria de Energía habilitó la desconexión de la CT Matheu, la misma podrá permanecer conectada hasta el 30/04/2020.

Venta Central Térmica de Pinamar

Con fecha 11 de marzo de 2019 el Ministerio de Hacienda, a través de la resolución 2019-4-APN-SRRYME#MHA aprobó la desvinculación de la central térmica Pinamar, solicitada previamente por la Compañía con el objetivo de vender los activos que la componen (turbinas de generación). Con fecha 24 de abril de 2019, a través de la aceptación de la oferta de venta por parte del comprador por un monto de USD 6.478.000, se estableció la enajenación de los activos, los cuales ya fueron retirados por el comprador, habiendo percibido la Sociedad el precio de venta acordado.

Unidad de Negocios – Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables

En el marco del Proyecto GENREN, lanzado por IEASA (EX 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 – IEASA (EX ENARSA) del Proyecto Rawson, los cuales comenzaron a regir a partir de la suscripción de los Contratos de Abastecimiento MEM del Proyecto Rawson entre IEASA (EX ENARSA) y CAMMESA. Tal como lo requieren los términos de licitación emitidos por IEASA (EX ENARSA) para este proyecto, la Compañía brindó a IEASA (EX ENARSA) garantías de cumplimiento por un monto total de USD 12,6 millones.

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 IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 IEASA (EX ENARSA), la Compañía recibe pagos bajo estos PPA directamente de CAMMESA. Sin embargo, IEASA (EX 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.

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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 individuales, 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 y Pomona II, que la Compañia ha incorporado a su cartera de parques eólicos con una capacidad instalada de 15,2 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 MW / 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.

La Secretaría de Gobierno de Energía instruyó a IEASA a efectuar el cambio de titularidad de los Parques Eólicos Rawson I y II y del Parque Eólico Trelew y la cesión de los Contratos de Abastecimiento MEM a favor de Genneia S.A. y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., respectivamente. La Subsecretaría de Mercado Eléctrico, mediante la nota NO-201993090962-APN-SSME#MHA, autoriza en forma provisoria el cambio de titularidad. Por lo que a partir de Noviembre 2019, Genneia S.A. es contraparte de los Contratos de Abastecimiento MEM y CAMMESA efectúa los pagos directamente a Genneia S.A.

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Parque Eólico Puerto Madryn I y Puerto Madryn II

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 IEASA (Ex ENARSA) y CAMMESA, que se encontraban 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 IEASA (Ex 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, IEASA (Ex ENARSA) notificó a la Secretaría a los fines de obtener su conformidad y que ésta instruya a CAMMESA la suscripción con IEASA (Ex ENARSA) de una adenda a los respectivos “Contratos de Abastecimiento MEM” mencionados precedentemente. Con fecha 1 de diciembre de 2015, IEASA (Ex 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 IEASA (Ex ENARSA) dentro del plazo previsto en las Ofertas) y de acreditar a IEASA (Ex 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 requerían 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 IEASA (Ex ENARSA) que autorice la cesión de los PPA a la Sociedad. Con fecha 19 de diciembre de 2015 se acreditó formalmente ante IEASA (Ex ENARSA) el cumplimiento del compromiso de capitalización por USD 50 millones asumido en los PPA.

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 IEASA (Ex 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 era 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 solicitó 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 comprometió 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 un precio base de 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.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

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Director titular y autorizado

El 31 de mayo de 2017, GEDSA, PWE y IEASA (Ex 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 los modelos de PPAs incluidos 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 Estado Nacional argentino es el fiduciante.

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. El parque consta de 20 aerogeneradores de 3,6 MW de potencia cada uno.

El 26 de septiembre de 2019, previa autorización de CAMMESA, entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn II. Con una potencia instalada de 151,2 MW, el proyecto que debía finalizarse en noviembre de 2019, ha alcanzado su puesta en marcha dos 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. El parque consta de 42 aerogeneradores de 3,6 MW de potencia cada uno.

Parque Eólico Villalonga I

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. 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.

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.

Parque Eólico Villalonga II

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, la Sociedad bajo la RES MeyM 202/2016 y RENOVAR 1.5 logró con éxito la habilitación comercial del Parque Eólico Villalonga II (3.45) en febrero de 2019, para la venta de energía a privados.

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Parque Eólico Pomona I

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.

El 26 de mayo de 2017, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. 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.

Con fecha 17 de julio de 2019, CAMMESA, otorgó la habilitación comercial al Parque Eólico Pomona I (“PE Pomona I”) de Genneia Vientos del Sudoeste S.A., a partir del 12 de julio de 2019. Cabe destacar que el PE Pomona I ha alcanzado su puesta en marcha antes de lo previsto en el contrato con CAMMESA, celebrado en el marco del Programa RenovAr Ronda 1.5. El PE Pomona I, localizado en la Provincia de Río Negro, demandó una inversión de USD135 millones a partir del inicio de su construcción. Su capacidad instalada es de 101,4 MW y cuenta con 26 aerogeneradores de 3,9 MW de potencia cada uno.

Parque Eólico Pomona II

El Parque Eólico Pomona II se encuentra emplazado en una fracción aledaña al proyecto de parque eólico Pomona I, en la región central de la Provincia de Río Negro, aproximadamente unos 4 km al oeste de la estación transformadora de 500kV de Choele Choel. Este parque incluye la instalación de una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, la cual conecta las localidades de Choele Choel y Beltrán. El 29 de agosto de 2019 CAMMESA otorgó la habilitación del parque eólico Pomona II (con una capacidad instalada de 11,7MW), el cual abastecerá a usuarios privados.

Parque Eólico Chubut Norte I

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. 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.

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.

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

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Proyecto Parque Eólico Chubut Norte III y IV

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). Las Compañías Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. suscribieron 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 ° 275-E/2017. (Ver Nota 12). Ambos proyectos son llevados adelante por las compañías Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., en las cuales Genneia S.A. tiene un 51% de participación y Pan American Fueguina S.A. el 49% restante.

A partir del perfeccionamiento de la transferencia de las acciones, la Compañía ha seguido las pautas de la NIIF 10 “Estados financieros consolidados” y ha concluido que desde la entrada de PAE en Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Genneia controlará conjuntamente Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A.. En consecuencia, la Compañía aplicará la NIIF 11 “Acuerdos conjuntos” que definen a dicha Compañia como un negocio conjunto, y la evaluará de acuerdo con el método de participación según la NIC 28 “Inversiones en asociadas y negocios conjuntos”, una vez que se haya concluido la transacción.

Algunos de los principales supuestos evaluados se describen a continuación: (i) Cualquier decisión sobre ciertas actividades relevantes de los mismos, detalladas en el acuerdo de accionistas a ser celebrado debe tomarse de manera conjunta entre Genneia y PAE, ya que no existe poder de un accionista sobre el otro en relación con la inversión, independientemente de los diferentes porcentajes de capital. intereses de cada uno de ellos. Aunque la Compañía tendrá una participación del 51% en Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., de acuerdo con el acuerdo de los accionistas, la aprobación de al menos un Director designado por cada clase de acciones en la reunión de Directorio o la aprobación de la clase completa de las acciones en la asamblea de accionistas se requieren para la toma de decisiones con respecto a ciertas actividades relevantes; fijadas en el acuerdo de accionistas a ser celebrado; (ii) Ningún accionista tiene ningún poder, como se define en la NIIF 10 en detrimento de cualquier otro, independientemente del número de Directores o personal (clave o no) designado por cada clase de acciones, en la administración de la Compañía por sí mismo para beneficiarse o modificar unilateralmente los retornos de inversión variables o, en última instancia, dirigir unilateralmente cualquiera de las decisiones asociadas con las actividades relevantes.

Nuevos contratos con privados

En agosto de 2019, Genneia suscribió PPA con Royal Canin y Cia. De Alimentos Fargo S.A. (ambos usuarios privados en Argentina) en relación con cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPA (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II).

Los PPA son nominados en dólares y tienen una vigencia de 15 años y representan el 100% del consumo de energía para ambas compañías.

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.

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NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES

2.1. Manifestación de cumplimiento de las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) y bases de preparación

Los presentes estados contables individuales por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 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 2018 son parte integrante de los estados contables individuales 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 individuales han sido preparados bajo la base del costo histórico, excepto para ciertos instrumentos financieros que se miden al valor razonable al final de cada ejercicio, como se explica en el resumen de políticas contables significativas en la Nota 3. 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.

La preparación de estados contables individuales, 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.

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2.3. Normas e Interpretaciones emitidas

2.3.1. Nuevos estándares emitidos adoptados por la Sociedad e impacto de la adopción

Las Normas e Interpretaciones o modificaciones a las mismos, publicadas por el IASB, que fueron adoptadas a partir del año que comienza el 1 de enero de 2019, son las siguientes: i) CINIIF 23 Incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto sobre la renta; (ii) Modificaciones a la NIIF 9 Funciones de prepago con compensación negativa; (iii) Modificaciones a la NIC 28 Intereses a largo plazo en empresas asociadas y negocios conjuntos; (iv) Modificaciones a la NIC 19 Modificación, reducción o liquidación del plan; (v) Ciclo anual de mejoras a las NIIF (2015-2017).

La adopción de las nuevas normas e interpretaciones mencionadas no tuvo un impacto significativo en las políticas contables de la Sociedad y no requirieron ajustes retroactivos en los estados contables de la Sociedad.

2.3.2. Estándares, interpretaciones o modificaciones emitidas no adoptados a la fecha

La Sociedad no adoptó las NIIF emitidas que se detallan a continuación, dado que su aplicación no es exigida al cierre del ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2019:

NIIF 17 Contratos de seguros[(3)] Marco Conceptual Marco conceptual revisado para la información financiera[(2) ] Modificaciones a la NIIF 3 Definición de un negocio[ (2)] Modificaciones a la NIC 1 y NIC 8 Definición de Material[(2)] Modificaciones a la NIIF 9, NIC 39 y IFRS 7 Reforma a la tasa de interés de referencia[(1)] Modificaciones a la NIC 1 Clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes[(4)]

(1) Efectivo para los ejercicios económicos que comiencen a partir del 1 de enero de 2020, con aplicación anticipada permitida. (2) Efectivo para los ejercicios económicos que comiencen a partir del 1 de enero de 2020. (3) Efectivo para los ejercicios económicos que comiencen a partir del 1 de enero de 2021. (4) Efectivo para los ejercicios económicos que comiencen a partir del 1 de enero de 2022, con aplicación anticipada permitida.

La NIIF 17 Contratos de seguro establece los principios para el reconocimiento, medición, presentación y divulgación de los contratos de seguro dentro del alcance de la Norma. El objetivo de la NIIF 17 es garantizar que una entidad proporcione información relevante que represente fielmente esos contratos. Esta información proporciona una base para que los usuarios de los estados financieros evalúen el efecto que los contratos de seguro tienen sobre la posición financiera, el rendimiento financiero y los flujos de efectivo de la entidad.

Una entidad aplicará la NIIF 17 Contratos de seguro a:

Contratos de seguro, incluidos contratos de reaseguro, que la entidad emita;
Contratos de reaseguro que posee; y
Los contratos de inversión con características de participación discrecional que la entidad emita, siempre que la entidad también emita contratos de seguro.

Esta norma será efectiva para los períodos anuales que comiencen en o después del 1 de enero de 2021.

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.

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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.

Las modificaciones introducidas por la Reforma del índice de referencia de tasas de interés (modificaciones a la NIIF 9, NIC 39 y NIIF 7):
modificar los requisitos específicos de contabilidad de cobertura para que las entidades apliquen esos requisitos de contabilidad de cobertura suponiendo que el índice de referencia de tasa de interés en el que se basan los flujos de efectivo cubiertos y los flujos de efectivo del instrumento de cobertura no se alterarán como resultado de la reforma del índice de referencia de tasa de interés;
son obligatorias para todas las relaciones de cobertura directamente afectadas por la reforma del índice de referencia de tasas de interés;
no tienen la intención de proporcionar alivio de ninguna otra consecuencia derivada de la reforma del índice de referencia de la tasa de interés (si una relación de cobertura ya no cumple con los requisitos para la contabilidad de cobertura por razones distintas a las especificadas por las enmiendas, se requiere la interrupción de la contabilidad de cobertura) y
requieren revelaciones específicas sobre el grado en que las enmiendas afectan las relaciones de cobertura de las entidades.

Las modificaciones son efectivas para períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2020, con aplicación anticipada permitida.

Las enmiendas a la NIC 1 'Clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes’ proporcionan un enfoque más general para la clasificación de los pasivos según la NIC 1 con base en los acuerdos contractuales vigentes a la fecha de reporte.

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Las enmiendas afectan solo la presentación de pasivos en el estado de situación financiera, no el monto o el momento del reconocimiento de cualquier activo, ingreso o gasto de pasivo, o la información que las entidades revelan sobre esos elementos. Dichas enmiendas:

aclaran que la clasificación de los pasivos como corrientes o no corrientes debe basarse en los derechos existentes al final del período sobre el que se informa y alinea la redacción en todos los párrafos afectados para referirse al "derecho" a diferir la liquidación en al menos doce meses y hacer explícito que solo los derechos vigentes "al final del período de reporte" deberían afectar la clasificación de un pasivo;
aclaran que la clasificación no se ve afectada por las expectativas sobre si una entidad ejercerá su derecho a diferir la liquidación de un pasivo; y
dejan claro que la liquidación se refiere a la transferencia a la contraparte de efectivo, instrumentos de patrimonio, otros activos o servicios.

Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2022 y se aplicarán de forma retroactiva. Se permite su aplicación anticipada.

A la fecha de emisión de estos estados contables, la Sociedad está evaluando el impacto que la adopción de las normas mencionadas anteriormente, cuya vigencia es a partir del 1 de enero de 2020 o posterior, tendrá en los estados contables de la Sociedad. No es posible proporcionar una estimación razonable del efecto potencial hasta que se haya completado una revisión detallada. La Sociedad no adoptará anticipadamente ninguna de estas normas o modificaciones a partir de su fecha de vigencia y la Sociedad utilizará las disposiciones de transición incluidas en cada estándar o enmienda.

2.4. Inversiones en entidades controladas

Las inversiones en entidades controladas se contabilizaron utilizando el método del valor patrimonial proporcional descrito en la NIC 28 “Inversiones en asociadas” y con los mismos ajustes que se incorporaron, si los hubiera, en los estados contables individuales por aplicación de las normas sobre consolidación contenidas en la NIIF 10 “Estados Financieros Individuales”.

Una entidad es considerada controlada 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.

Se han utilizado los últimos estados contables disponibles al cierre de cada 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.

2.5. 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 individuales 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 individual 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.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

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Cesar Rossi

Director titular y autorizado

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.

2.6. 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.

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., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos de Necochea S.A., Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Ullum I Solar S.A.U., Ullum II Solar S.A.U., Ullum III Solar S.A.U., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y 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.

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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.

Durante el año 2019 y 2018 la Sociedad otorgó financiación algunas de sus subsidiarias y negocios conjuntos. para financiar la ejecución de los proyectos formalizados mediante un acuerdo de línea de crédito sin interés y a un plazo de 17 años (ver Nota 6.1). Estos créditos han sido inicialmente reconocidos a su valor razonable al momento de la operación en el rubro otros créditos del balance general de la Sociedad, y son subsecuentemente medidos a su costo amortizado utilizando el método de la tasa efectiva de interés; el efecto de la diferencia entre el valor nominal del crédito financiero y su valor razonable ha sido reconocido, neto del efecto en impuesto diferido, como otras contribuciones de capital dentro del rubro inversiones no corrientes.

Las eventuales cancelaciones anticipadas de los mencionados créditos serán reconocidas por una parte reduciendo el activo financiero inicialmente reconocido en el rubro otros créditos del balance general de la Sociedad de acuerdo a la medición del mismo a la fecha de cancelación, sobre la base del costo amortizado utilizando el método de la tasa efectiva de interés según se describe en el párrafo anterior, y por otra parte, reduciendo la porción correspondiente reconocida inicialmente como otras contribuciones de capital dentro de inversiones no corrientes por el importe de la diferencia entre el importe cancelado y el importe de la reducción del crédito antes mencionado, neto del correspondiente efecto en impuesto diferido.

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 individuales, 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.

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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 individuales, 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.

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-2019 2.081 1.391 3.472	31-Dic-2018
		4.683 43
		4.726

Los saldos bancarios están compuestos por: depósitos en cuenta corriente en pesos en bancos locales por ARS 157, depósitos en cuenta corriente en dólares en bancos locales por USD 10 millones y depósitos en cuenta corriente en dólares en bancos del exterior USD 22 millones.

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.

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Los ingresos se reconocen sobre la base de intereses efectivos para instrumentos de deuda distintos de aquellos activos financieros clasificados como a Activos financieros a valor razonable con cambio en resultados.

3.4.3. Deterioro 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.

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 2019 y 2018 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 en 2018 por la Compañía corresponde a la adquisición de Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3 (Nota 13).

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.

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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. (Nota 14.2)

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.

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.

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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 depreciaron en el período contractual restante que la Compañía tenía para continuar operando las plantas hasta agosto de 2018.

3.9. Activos intangibles

Los activos intangibles incluyen principalmente costos de adquisición de nuevos proyectos. A continuación, se describen las políticas contables sobre el reconocimiento y medición de dichos activos intangibles.

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.

3.10. Deterioro de activos tangibles e intangibles no corrientes que no sean 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.

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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.

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.

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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.

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. 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.

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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.

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 2019 y 2018.

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.

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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, de acuerdo con lo mencionado en el acápite siguiente.

El 23 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial la Ley N° 27.541, denominada «Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública», que establece entre otras cosas cambios en la alícuota tributaria del impuesto sobre las ganancias corporativas no distribuidas en los años siguientes y produjo cambios con respecto a lo mencionado en el párrafo anterior.

De acuerdo con la Ley mencionada y aclaraciones posteriores por parte del Consejo Profesional, se establece una alícuota del 30% para el período 2020 y del 25% a partir del 1 de enero de 2021.

3.18.1.2. Ajuste por inflación impositivo

La Ley N° 27.468 publicada en el Boletín Oficial el 4 de diciembre de 2018 dispuso que a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo el mismo tiene vigencia para los ejercicios que se iniciaron a partir del 1 de enero de 2018. Respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, ese procedimiento será aplicable en caso de que la variación del IPC, calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios supere un 55%, un 30% y en un 15%, para el primer, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente.

El impacto del ajuste por inflación impositivo a partir del ejercicio 2019 será imputado de la siguiente forma: 1/6 en ese mismo ejercicio fiscal y los 5/6 restantes en partes iguales durante los siguientes cinco años. La Sociedad aplicó al 31 de diciembre de 2019 el procedimiento de ajuste por inflación impositivo considerando que el IPC acumulado al cierre del ejercicio superó el 30% mencionado. El efecto de la aplicación del ajuste por inflación impositivo se revela por separado en la nota del impuesto a las ganancias (Nota 5.q).

3.18.1.3. 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.

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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 2019 y 2018 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).

3.18.1.4. 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 11.7.

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.

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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.

Reserva facultativa

Corresponde a la asignación realizada por la Asamblea de Accionistas de la Compañía, mediante la cual se asigna una cantidad específica para ser utilizada en futuras inversiones de la Compañía y sus subsidiarias en proyectos de generación de energía. Durante el ejercicio 2019, esta reserva ha sido desafectada.

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 3.18.1.1), 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. De acuerdo a la Ley N° 27.541 denominada Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de Emergencia Pública anteriormente mencionada, la alícuota de la tasa de retención sobre los dividendos distribuidos será del 7% para el año 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).

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.

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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 antidilutivo.

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:

Pérdida neta atribuible a los propietarios de la empresa Promedio ponderado de acciones en circulación (Nota 8) Ganancia básica y diluida por acción (en pesos)	2019	2018
	(1.101) 103.040.496	(1.180) 101.870.956
	(10,69)	(11,59)

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.

Valor recuperable de créditos por ventas y otros créditos

Como se detalla en las Notas 7.3.2 y 11.11, 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.

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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 excepción de aquellas centrales de generación térmica cuyo contrato con CAMMESA ha finalizado (Nota 1) cuyo valor recuperable ha sido estimado sobre la base de su valor estimado de disposición menos los costos de venta.

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, Ullum 3 (Nota 14.2)

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.

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

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

Balances Generales individuales al 31 de diciembre de 2019 y 2018

Activo a) Caja y bancos: Caja Bancos b) Inversiones: Corrientes Fondos comunes de inversión No corrientes Evolución Saldo al inicio del ejercicio Aportes de capital Venta de acciones Adquisiciones(1) Otras contribuciones de capital, netas(2) Resultado integral del ejercicio Saldo al cierre del ejericio (Anexo C) Expuesta en inversiones Expuesta en otros pasivos	31-Dic-2019 14 2.067 2.081 1.391 1.391 6.310 946 (41) - 1.399 1.667 10.281 10.364 83	31-Dic-2018
		17 4.666
		4.683
		43
		43
		1.649 230 - 114 2.814 1.503
		6.310
		6.310 -

(1) Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018 corresponde a la adquisición de Ullum I Solar S.A.U., Ullum II Solar S.A.U. y Ullum III Solar S.A.U. (Nota 13).

(2) Corresponde al efecto relacionado con aquellas transacciones de préstamos a sociedades controladas que, de acuerdo con las NIIF, en función de la realidad económica subyacente de en la operación, son asimiladas a aumentos o disminuciones de otras contribuciones de capital a dichas sociedades, (ver Nota 5.d).

c) Créditos por ventas: Corrientes

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	2.192 751 966 38 53 4.000	771 278 495 18 17
		1.579

No corrientes

No corrientes
Deudores por ventas - generación de energía eléctrica Rio Mayo y Costa, neto (Nota 11.11)	204 204	380
		380

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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)	31-Dic-2019 589 50 27 87 431 1.184 3.020 4.204	31-Dic-2018
		98 59 15 14 695
		881
		1.078
		1.959

(1) En relación con los créditos vencidos pendientes de cobro con IEASA (Ex ENARSA) por 557 y 216 al 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente, ver Nota 11.8.

(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 204 y 380 al 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente, ver Nota 11.11.

(3) Al 31 de diciembre de 2019 y 2018, los saldos vencidos incluyen ciertos créditos por montos netos clasificados como No Corrientes por 204 y 357, 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(1) Partes relacionadas (Nota 6)(2) Recupero de inversión en Gasoducto Patagónico Crédito relacionado a la venta de sociedades(3) Pagos por adelantado, créditos fiscales y otros Seguros pagados por adelantado Impuesto al valor agregado Anticipos impuesto a la ganancia mínima presunta Anticipos a proveedores Diversos No Corrientes Activos financieros Recupero de inversión en Gasoducto Patagónico Partes relacionadas (Nota 6)(2)	669 818 6 111 1.604 30 - 2 4 57 93 1.697 39 7.008 7.047	540 595 6 -
			1.141
			21 51 2 4 31
			109
			1.250
			40 4.195
			4.235

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Pagos por adelantado, créditos fiscales y otros Saldo a favor impuesto a la ganancia mínima presunta Anticipos a proveedores de bienes de uso(5) Crédito por impuesto a los débitos y créditos bancarios Depósitos en garantía(4) Diversos	31-Dic-2019 29 431 88 755 48 1.351 8.398	31-Dic-2018
		29 2.015 63 - 3
		2.110
		6.345

(1) El 2 de enero de 2019, 28 de febrero de 2019, 10 de mayo de 2019, 2 de octubre de 2019 y el 11 de noviembre de 2019 la Compañía recibió reembolsos por el monto de USD 2.1, USD 2.2, USD 1.9, USD 2.2, y USD 6.5 millones, respectivamente. El 26 de septiembre de 2018, 25 de octubre de 2018 y 26 de noviembre de 2018, la Compañía recibió reembolsos por el monto de USD 24, USD 8.1 y USD 6.5 millones, respectivamente. Asimismo, el 21 de febrero de 2020 la Compañía recibión un reembolso por el monto de USD 2.9 millones.
(2) Al 31 de diciembre de 2019 y 2018 incluye 7.279 y 3.751, respectivamente, de préstamos a término otorgados a sociedades controladas, los cuales han sido reconocidos al momento de su reconocimiento inicial a su valor razonable, habiendo reconocido la diferencia generada con respecto al valor nominal de la transacción, neta de su efecto en impuesto diferido, como otras contribuciones de capital en sociedades controladas.
(3) Corresponde al crédito mantenido con PAF asociado a la la venta del 49% de las acciones de Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagonicos Chubut Norte III SA. (Nota 1)
(4) Corresponde a un depósito en garantía de USD 12.6 millones realizado en cumplimiento del compromiso de aporte a los proyectos de Chubut Norte III y IV.
(5) Corresponde a anticipos a proveedores por adquisiciones de activos fijos en relación con los proyectos detallados en las Notas 1 y 12.

e) Inventarios: Corrientes Materiales y repuestos No corrientes Materiales y repuestos	90 90 436 436	29
		29
		333
		333

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

Cuenta principal	Al inicio del ejercicio 388 388 175		2019				2018
			Costo
		Disminuciones	Transferencias	Diferencia de cambio por conversión	Al cierre del ejercicio
Equipos de generación eléctrica Total 2019 Total 2018 Cuenta principal Equipos de generación eléctrica Total 2019 Total 2018		(388) (2)	-	-	-
		(388)	-	-	-
		-	-	213	388
			20	19
		Depreciación acumu		lada		Valor residual al 31-Dic-2019	Valor residual al 31-Dic-2018
	Al inicio del ejercicio	Alícuota	Disminuciones	Diferencia de cambio por conversión	Al cierre del ejercicio
	388	5%(1)	(388)(2)	-	-	-	-
	388		(388)	-	-	-	-
	142		40	206	388

(1) En virtud de la cancelación del contrato de operación de las plantas "Río Mayo" y "Costa", según se describe en la Nota 11.11, la Compañía depreció la planta dentro del plazo de 12 meses en el que la Compañía debía continuar operando la planta desde la fecha de notificación de la terminación del acuerdo.

(2) Como se explica en la Nota 11.11, los días 27 y 28 de junio de 2019, se formalizó la transferencia de las plantas "Río Mayo" y "Costa" a la Provincia, mediante la celebración de actas de constatación e inventario. A partir de esas fechas, las plantas "Río Mayo" y "Costa" dejaron de ser propiedad de Genneia.

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	31-Dic-2019	31-Dic-2018
f.2) Evolución de activos intangibles
(Proyecto Puerto Madryn):
Saldo al inicio del ejercicio	160	79
Amortización	(4)	-
Diferencia de cambio por conversión	95	81
Saldo al cierre del ejercicio(1)	251	160
(1) El valor del costo asciende a 255 y la amortización acumulada asciende a 4 al final del ejercicio finalizado el 31 de		diciembre de 2019.
f.3) Bienes de uso
Valor residual de bienes de uso (Anexo A)	39.266	20.299
Previsión para desvalorización de bienes de uso (Nota 5.l)	(366)	-
Saldo al cierre del ejercicio	38.900	20.299
f.4) Evolución de llave de negocio (ULLUMs):
Saldo al inicio del ejercicio	-	-
Aumentos (Nota 13)		51
Diferencia de cambio por conversión	-	44
Desvalorización (Nota 14.2)	-	(95)
Saldo al cierre del ejercicio	-	-
Pasivo
g) Cuentas por pagar:
Corrientes
Proveedores	5.305	2.131
Provisión facturas a recibir	1.279	1.624
Partes relacionadas (Nota 6)	197	122
	6.781(1)	3.877(2)

(1) Incluye 2.793 vencido hasta tres meses, 27 de tres a seis meses, 13 de seis a nueve meses, 0 de nueve a doce meses y 2.750 a más de un año y 1.198 a vencer antes de los tres meses. En relación con las cuentas a pagar vencidas con IEASA (Ex ENARSA) por 2.302 al 31 de diciembre de 2019 ver Nota 11.8.

(2) Incluye 48 vencido hasta tres meses, 7 de tres a seis meses, 40 de seis a nueve meses, 2 de nueve a doce meses y 1.721 a más de un año y 1.680 a vencer antes de los tres meses y 379 a vencer de tres a seis meses. En relación con las cuentas a pagar vencidas con IEASA (Ex ENARSA) por 1.449 al 31 de diciembre de 2018 ver Nota 11.8.

h) Préstamos: Corrientes Obligaciones negociables Otras deudas bancarias y financieras Partes relacionadas (Nota 6), netas de comisiones Leasings	6.197 940 792 34 7.963(1)	673 1.835 40 3
		2.551(1)

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No corrientes Obligaciones negociables Partes relacionadas (Nota 6), netas de comisiones Otras deudas bancarias y financieras	31-Dic-2019 30.229 3.658 673 34.560(1)	31-Dic-2018
		21.765 1.866 -
		23.631(1)

(1) Los préstamos corrientes se encuentran netos de 180 y 97 al 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente, correspondientes a comisiones y costos demandados en la estructuración de préstamos y la emisión de obligaciones negociables. Los préstamos no corrientes se encuentran netos de 164 y 192 al 31 de diciembre de 2019 y 2018, respectivamente, correspondientes a comisiones y costos demandados en la estructuración de préstamos y la emisión de obligaciones negociables.

Detalle del rango de las tasas de intereses que devengan los préstamos:

Deuda financiera Capital al 31-Dic-2019 Tasa de interés	Fecha	Vencimiento
Préstamos bancarios 2.354 5,50% - 10,75% Obligaciones negociables 38.270 2% - 13% 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 Arrendamientos Otros cambios Interéses devengados Gastos de emisión devengados Pago de interéses Diferencia de cambio y por conversión, neta y otros Saldos al cierre del ejercicio	2017 - 2019 2015 - 2019 26.182 4.005 (4.181) (176) 40 40 3.155 142 (2.364) 15.544 16.477 42.523	2020 - 2021 2020 - 2022 7.917 9.684 (2.458)
		7.226
		-
		-
		1.359 - (1.006) 10.686
		11.039
		26.182

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Detalle de préstamos: Nota Obligación Negociable Clase XVIII 9.1 Obligación Negociable Clase XX 9.1 Obligación Negociable Clase XXI 9.1 Obligación Negociable Clase XXII 9.2.1 Obligación Negociable Clase XXIII 9.1 Obligación Negociable Clase XXV 9.1 Banco Provincia S.A. II 9.2.4 Banco Provincia S.A. III - Banco Ciudad - Banco Ciudad III - Banco Itaú S.A. - Banco Itaú S.A. II - Sindicado 9.2.2 Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. - Banco Chubut S.A. - Banco Macro S.A. 9.2.6 Banco Chubut S.A. II 9.2.8 Banco Mariva S.A. 9.2.7 Contrato financiero - Arrendamientos - Ingentis II Esquel S.A. - Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. - Remuneraciones y cargas sociales: Sueldos, cargas sociales y retenciones a pagar	31-Dic-2019 1.197 31.280 3.103 3.658 404 442 205 - - - - - 1.179 - - 750 150 60 19 34 1 41 42.523 345 345	31-Dic-2018
		752 19.744 1.943 1.867 - - 208 165 151 211 267 379 - 378 76 - - - - 3 2 36
		26.182
		172
		172

i) Remuneraciones y cargas sociales: Sueldos, cargas sociales y retenciones a pagar

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j) Cargas fiscales: Corrientes Impuesto al valor agregado Retenciones impositivas a pagar Impuestos y tasas en planes de regularización Diversos k) Otros Pasivos: Corrientes Pasivo con la Provincia de Chubut por la compra de acciones de Ingentis II Pasivo por la adquisición de las empresas Ullum I Solar S.A., Ullum II Solar S.A. y Ullum III Solar S.A. (Nota 13) Partes relacionadas (Nota 6) Inversiones en subsidiarias con patrimonio neto negativo (Nota 5.b) Diversos No corrientes Provisión por desmantelamiento de activos	31-Dic-2019 531 21 - 43 595 17 - 103 83 3 206 417 417	31-Dic-2018
		- 11 1 1
		13
		17 245 2 - 2
		266
		250
		250

l) Previsiones:

Cuenta principal		31-Dic-2019	31-Dic-2019		31-Dic-2018
	Saldos al inicio del ejercicio	Aumentos (bajas), netos	Diferencia de conversión	Saldos al cierre del ejercicio	Saldos al cierre del ejercicio
Incluidas en el activo: Para desvalorización de bienes de uso (Nota 14.1) Total incluidas en el activo 2019 Total incluidas en el activo 2018 Incluidas en el pasivo: Para reclamos y juicios pendientes laborales Total incluidas en el pasivo 2019 Total incluidas en el pasivo 2018	-	365	1	366	-
	-	365	1	366	-
	-	-	-	104
	79	(2)	27		79
	79	(2)	27	104	79
	6	72	1

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Estados de resultados y otros resultados integrales individuales por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018

		31-Dic-2019	31-Dic-2018
m)	Ingresos por ventas netas:(1)
	Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	4.101	3.045
	Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	4.808	1.457
	Ingresos por comercialización y transporte de gas	222	128
	Otros ingresos diversos	420	267
		9.551	4.897
	(1) Al 31 de diciembre de 2019 y 2018, un 89% y 86% de las ventas se realizan a CAMMESA y IEASA (Ex ENARSA), respectivamente.
n)	Costo de ventas:
	Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(122)	(100)
	Compras para comercialización y transporte de gas	(47)	(31)
	Costos operativos de generación energía eléctrica de fuentes
	convencionales (Anexo H)	(1.988)	(1.408)
	Costos operativos de generación energía eléctrica de fuentes renovables
	(Anexo H)	(1.057)	(365)
	Costos operativos por gerenciamiento (Anexo H)	(283)	(59)
		(3.497)	(1.963)
o)	Otros egresos, netos:
	Impuestos a los debitos y créditos bancarios	(136)	(94)
	Desvalorización de bienes de uso (Nota 14)	(365)	(95)
	Resultado de la venta por los equipos de generación asociados a la
	Central Térmica de Pinamar	228	-
	Diversos	(69)	(2)
		(342)	(191)
p)	Resultados financieros:
	El detalle de ingresos y costos financieros es el siguiente:
	Ingresos financieros:
	Intereses y otros	218	73
	Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en
	resultados	610	-
		828	73
	Costos financieros:
	Resultados de activos financieros a valor razonable con cambios en
	resultados	(100)	(408)
	Intereses	(2.680)	(953)
	Diferencias de cambio, netas	(473)	(840)
	Gastos de emisión y retenciones	(136)	(48)
	Diversos	(220)	(111)
		(3.609)	(2.360)

	Resultados financieros, netos	(2.781)	(2.287)

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q) Impuesto a las ganancias:

El cargo a resultados por impuesto a las ganancias por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018 es el siguiente:

siguiente:
Impuesto diferido	31-Dic-2019 (1.359) (1.359)	31-Dic-2018
		(459)
		(459)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias, correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018 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 individuales de cada ejercicio, es la siguiente:

Utilidad (pérdida) 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: Recupero (baja) de quebrantos impositivos Resultado de inversiones no corrientes Desvalorización de valor llave Efecto del ajuste fiscal del poder adquisitivo de la moneda Diferencia por conversión y otros(1)	31-Dic-2019 257 30% (77) - (552) - (2.372) 1.642 (1.359)	31-Dic-2018
		(721) 30%
		217
		(229) (165) (29) - (253)
		(459)

(1) Incluye principalmente los efectos derivados de la utilización de una moneda funcional diferente a la moneda utilizada para propósitos impositivos, relacionados principalmente con la valuación de bienes de uso y anticipos a proveedores de bienes de uso en la moneda funcional y con las diferencias de cambio por dichas diferentes monedas.

Asimismo, la composición del pasivo impositivo diferido neto al 31 de diciembre de 2019 y 2018 es la siguiente:

Activos impositivos diferidos Quebrantos impositivos Otros créditos con partes relacionadas(1) Diversos Total activo impositivo diferido Pasivos impositivos diferidos Bienes de uso Activos intangibles Efecto por exposición al cambio en el poder adquisitivo de la moneda Total pasivo impositivo diferido Total pasivo impositivo diferido neto	31-Dic-2019 2.277 1.820 386 4.483 (5.356) (47) (1.979) (7.382) (2.899)	31-Dic-2018 1.284 938 134 2.356 (3.397) (10) - (3.407) (1.051)

(1)[Corresponde al activo diferido relacionado con la financiación otorgada a compañías bajo control conjunto mencionada en la Nota 6.1 el cual ha sido reconocido con ] contrapartida en inversiones no corrientes.

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Al 31 de diciembre de 2019, la Sociedad mantiene un activo diferido por quebrantos impositivos acumulados por 2.277, que podrá aplicarse para compensar utilidades impositivas futuras de la siguiente manera:

Año hasta el que se puede utilizar 2023 2024 2027 2028 2029	Quebranto 1.185 654 255 3.792 3.223 9.109	Activos diferidos
		296 163 64 948 806
		2.277

La siguiente tabla resume los activos por impuestos diferidos al 31 de diciembre de 2019 por los quebrantos fiscales por proyecto individual y la Compañia que lo genera:

Proyecto/Compañía PEM I PEM II PER III Otros Genneia Total Genneia	Activo Diferido
	727 879 212 459
	2.277

Por el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2019, la Compañía ha estimado pérdida impositiva en relación con los proyectos PEM I, PEM II y PER III, 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. Además, la Compañía ha optado por aplicar el beneficio de la amortización impositiva acelerada de los parques eólicos otorgado en la Ley mencionada. En relación con los resultados impositivos no generados por estos negocios, para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2019, la Compañía ha estimado una pérdida impositiva principalmente como resultado de menores utilidades antes de impuesto en línea con la devaluación del ejercicio según se describe en la nota (7.3.1.1), y el efecto de la aplicación del ajuste por inflación impositivo, en cumplimiento de la normativa fiscal vigente.

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 y PER III, cuyo quebranto podrá ser utilizado para compensar utilidades impositivas futuras.

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), la Sociedad optó por aplicar la amortización impositiva acelerada para los proyectos mencionados en el párrafo anterior, y los quebrantos generados podrán ser utilizados por hasta un plazo de diez años desde el ejercicio en que se generan.

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, cuyo quebranto podrá ser utilizado para compensar utilidades impositivas futuras.

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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 229 en concepto de quebrantos fiscales que prescribirán en los años 2019 y 2020 y que tenían una alta probabilidad de no ser utilizadas.

Diferencias temporarias imponibles no reconocidas en relación con inversiones en subsidiarias y negocios conjuntos

Las diferencias temporarias imponibles en relación con inversiones en subsidiarias y negocios conjuntos por las cuales el pasivo por impuesto diferido no fue reconocido se atribuyen de la siguiente manera:

Subsidiarias Negocios conjuntos	31-Dic-2019 (1.364) (375) (1.739)	31-Dic-2018
		(1.089) (25)
		(1.114)

NOTA 6 - SALDOS Y OPERACIONES CON PARTES RELACIONADAS

Los principales saldos individuales al 31 de diciembre de 2019 y 2018 por operaciones con partes relacionadas son los siguientes:

Sociedades controladas: Enersud Energy S.A. Ingentis II Esquel S.A. Genneia Desarrollos S.A. Nor-Aldyl San Lorenzo S.A. Nor-Aldyl Bragado S.A. Patagonia Wind Energy S.A. MyC Energy S.A. Genneia Vientos del Sur S.A. Genneia Vientos Argentinos S.A. Genneia Vientos Sudoeste S.A. Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Genneia La Florida S.A Ullum Solar I S.A. Ullum Solar II S.A. Ullum Solar III S.A. Sociedades bajo control conjunto: Vientos de Necochea S.A Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. Vientos Patagónicos Chubut Norte III 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-2019
	Créditos por ventas Otros créditos Cuentas por pagar Préstamos Otros pasivos
	Corrientes Corrientes No corrientes Corrientes Corrientes NoCorrientes Corrientes
	11 19 - 116 - - - - - - - 1 - - 39 - 913 76 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2 - - - - - - - 48 7 141 - - - - 77 52 313 - - - - 217 244 548 - - - - 10 2 - - 41 - 101 106 - 159 - - - - 81 - 1.186 - - - - 79 - 1.156 - - - - 80 - 1.570 - - - - - 33 646 - - - - - 349 241 - - - - - 111 135 - - - - - 1 - 5 - 1.537 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 307 - - - - - - - - - - - - - 1.844 - 3 - - - 750 - -
	751 818 7.008 197 792 3.688 103

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 Deloitte & Co. S.A.

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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

Cesar Rossi

Director titular y autorizado

Sociedades controladas: Enersud Energy S.A. Ingentis II Esquel S.A. Genneia Desarrollos S.A. Patagonia Wind Energy S.A. MyC Energy S.A. Genneia Vientos del Sur S.A. Genneia Vientos Argentinos S.A. Genneia Vientos Sudoeste S.A. Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Genneia La Florida S.A Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. Ullum Solar I S.A. Ullum Solar II S.A. Ullum Solar III S.A. 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
	Créditos por ventas Otros créditos Cuentas porpagar Préstamos Otros pasivos
	Corrientes Corrientes No corrientes Corrientes Corrientes NoCorrientes Corrientes
	- 27 - 71 - - - - - - - 1 - - 35 - 540 48 - - - - - - - - - 1 - - - - - - 1 39 44 48 - - - - 37 40 149 - - - - 70 87 716 - - - - 1 - 296 - - - - 1 1 1 - 36 - - - 121 - - - - - 22 246 - - - - - 24 - 744 - - - - 24 - 746 - - - - 24 - 955 - - - - - 28 - - - - - - 1 - 3 1 778 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1 155 - - - - - - - - - - - - 1 933 - 1 - - - - - -
	278 595 4.195 122 40 1.866 2

(1) Sociedad relacionada a los accionistas Delfín Jorge Ezequiel Carballo, Jorge Pablo Brito y Jorge Horacio Brito.

Las principales operaciones con partes relacionadas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018 son las siguientes:

Sociedades controladas: Enersud Energy S.A. Ingentis II Esquel S.A. Genneia Desarrollos S.A. Nor-Aldyl San Lorenzo S.A. Nor-Aldyl Bragado S.A. Patagonia Wind Energy S.A. MyC Energy S.A. Genneia Vientos del Sur S.A. Genneia Vientos Argentinos S.A. Genneia Vientos Sudoeste S.A. Parque Eólico Loma Blanca IV S.A Genneia La Florida S.A Ullum Solar I S.A. Ullum Solar II S.A. Ullum Solar III S.A. Sociedades bajo control conjunto: Vientos de Necochea S.A Vientos Sudamericanos Chubut Norte III S.A.(3) Vientos Patagónicos Chubut Norte IV S.A.(3) 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-2019 31-Dic-2018
	Ventas de bienes, servicios y otros Compra de bienes y servicios Recupero (reembolso) de gastos, inversiones y otros servicios, netos Préstamos otorgados (cobrados), netos(2) Préstamos recibidos (pagados), netos Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos Ventas de bienes, servicios y otros Compra de bienes y servicios Recupero (reembolso) de gastos, inversiones y otros servicios, netos Préstamos otorgados (cobrados), netos Préstamos recibidos (pagados), netos Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos
	2 46 - - - - 2 21 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 38 - - - 271 - 27 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 29 - - - - 12 34 - 4 131 - 5 47 - - (49) - 26 38 - 3 100 - 16 52 - - 16 - 46 33 - - 1.105 - 46 22 - - (350) - (4) - - - - - 4 - - - 7 - - 18 - 73 - - - 47 - 3 (133) - 103 24 - - 725 - - 47 - - (159) - 102 24 - - 876 - - 51 - - (124) - 137 24 - - 1.194 - - 51 - - 450 - 122 24 - 1 - - - 31 - 3 930 - 4 58 - - 207 - - 74 - - 480 - 3 46 - - 211 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - (232) - - - - 785 4 - - - - - (46) - - - - 157 - - - - - - (279) - - - - 943 5 - - - - - - 8 - - - (560) (25) 2 - - - - -
	461 46 6 1.068 (560) 7 327 21 81 4.820 1.885 107

(1) Sociedad relacionada a los accionistas Delfín Jorge Ezequiel Carballo, Jorge Pablo Brito y Jorge Horacio Brito.

(2) Incluye 850 de cancelaciones efectuadas por medio de capitalizaciones al 31 de diciembre de 2019.

(3) Estas sociedades se encuentran bajo control conjunto con Pan American Fueguina S.A., subsidiaria de Pan American Energy SL desde el 26 de agosto de 2019.

Asimismo, la Sociedad ha contratado pólizas de seguro para dar garantía de indemnidad a los Directores por el ejercicio de sus funciones.

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

Guillermo D. Cohen

Socio Cesar Rossi Contador Público U.B.A. Director titular y autorizado C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

6.1 Acuerdos de financiación a sociedades bajo control conjunto

6.1.1 Acuerdos de financiación a Vientos de Necochea S.A.

En mayo 2019, la Sociedad entregó dos préstamos por un monto total de USD 10.150.000 con vencimiento en el término de 17 años para financiar la ejecución del proyecto.

Uno de los préstamos fue definido en pesos por un monto de 231.946.000 y devenga una tasa de interés sobre el saldo de Capital equivalente a la tasa BADLAR en forma trimestral. Dichos intereses serán capitalizados trimestralmente hasta la fecha del efectivo pago del Capital.

El otro préstamo fue definido en dólares estadounidenses por un monto de USD 4.950.000 y devenga una tasa de interés sobre el saldo de Capital equivalente a la tasa LIBOR ANUAL más Prima por Riesgo País publicado por JPMorgan en forma trimestral. Dichos intereses serán capitalizados trimestralmente hasta la fecha del efectivo pago del Capital.

El saldo adeudado al 31 de diciembre de 2019 asciende a 646.

6.1.2 Préstamos y financiación a Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A.

En julio de 2019, la Sociedad formalizó con sus sociedades relacionadas Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., un acuerdo de línea de crédito en pesos y sin interés, mediante el cual se determinó que todas las transferencias de fondos realizadas utilizados para afrontar el pago de IVA, hasta la fecha pasaban a formar parte de la línea de crédito, se definieron los términos y condiciones para futuras asistencias financieras, y se estableció además la posibilidad de que bajo común acuerdo de las partes se pueda determinar una tasa de interés aplicable a dicha línea de crédito a partir de la fecha en que las partes lo acuerden.

El capital adeudado será devuelto y pagado en pesos exclusivamente con los montos pagados por la AFIP en concepto de crédito por devoluciones de IVA a medida que dichos pagos sean recibidos.

Al 31 de diciembre de 2019 el saldo relacionado con dicho acuerdo se encuentra expuesto dentro del rubro “otros créditos no corrientes” y asciende a 241 con Vientos Sudamericanos Chubut Norte III S.A.y 135 con Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A.

Además, en julio de 2019, las Sociedades formalizaron un acuerdo de línea de crédito en dólares y sin interés, mediante el cual se determinó que toda la financiación realizada, exceptuando los incluidos en el acuerdo mencionado en el párrafo anterior, hasta la fecha pasaban a formar parte de la línea de crédito, se definieron los términos y condiciones para futuras asistencias financieras, y se estableció además la posibilidad de que bajo común acuerdo de las partes se pueda determinar una tasa de interés aplicable a dicha línea de crédito a partir de la fecha en que las partes lo acuerden. El capital adeudado deberá ser cancelado a los 17 años desde la fecha en que se formalizó el acuerdo y se podrá efectuar cancelaciones anticipadas mediante pagos parciales o en único pago antes de la fecha de vencimiento. De acuerdo con lo establecido en las NIIF este crédito financiero, ha sido durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 inicialmente reconocido a su valor razonable al momento de la operación en el rubro otros créditos no corrientes del balance general de la Sociedad a dicha fecha y el efecto de la diferencia entre dicho valor y el valor nominal de la asistencia financiera entregada ha sido reconocido como otras contribuciones de capital dentro del rubro de inversiones no corrientes neto del correspondiente efecto en impuesto diferido.

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Cesar Rossi

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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-2019 42.523 (3.472) 39.051 13.942 2,80	31-Dic-2018
		26.182 (4.726)
		21.456 9.521
		2,25

(1) La deuda se define como préstamos corrientes y no corrientes cuyo detalle se incluye en la Nota 5.h).

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-2019 31-Dic-2018
	2.081 4.683 12.255 6.908 1.971 470 42.523 26.182 7.404 4.393

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.

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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 3-Dic-2019 31-Dic-2018 Jerarquía de valor razonable Técnica(s) de valuación y principal(es) variables 1.391 43 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 580 428 Nivel 2 (1)	Valor razonable 3-Dic-2019 31-Dic-2018 Jerarquía de valor razonable Técnica(s) de valuación y principal(es) variables 1.391 43 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 580 428 Nivel 2 (1)
	3-Dic-2019
	1.391 580	43 Nivel 1 Precios de mercado cotizados en los mercados donde se negocian estos instrumentos financieros 428 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.

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 cobrar Pasivos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos	31-Dic-2019 31-Dic-2018	31-Dic-2019 31-Dic-2018	31-Dic-2019 31-Dic-2018
	Valor nominal 45 42.523	Valor razonable Valor Nominal 11 46 33.762 26.182	Valor razonable
			10 24.986

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Activos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos y créditos por venta Pasivos financieros Mantenidos a costo amortizado Préstamos	Valor razonable 31-Dic-2019 31-Dic-2018 Jerarquía de valor razonable(1) 11 10 Nivel 3 33.762 24.986 Nivel 3	Valor razonable 31-Dic-2019 31-Dic-2018 Jerarquía de valor razonable(1) 11 10 Nivel 3 33.762 24.986 Nivel 3
	31-Dic-2019 11 33.762
		10 Nivel 3 24.986 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.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 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.

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-2019 5.947 1.153 (4.794)	31-Dic-2018
		2.187

		777
		(1.410)

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Cesar Rossi Director titular y autorizado

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 34% en el tipo de cambio, antes de cualquier efecto impositivo.

	Ganancia (Pérdida)
	31-Dic-2019
Efecto devaluación 34%	(1.630)

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 IEASA (EX 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 11.10.

Desde el 31 de diciembre de 2018 y hasta el 31 de diciembre de 2019, hubo una devaluación del peso frente al dólar estadounidense de alrededor del 59%, generada principalmente durante los meses de agosto a octubre. 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.

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-2019 8.724 (34) (442) (41.868) (33.620)	31-Dic-2018
		7.120 (3) (929) (24.702)
		(18.514)

La porción de deuda a tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones de la tasa BADLAR/LIBOR.

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Cesar Rossi Director titular y autorizado

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 2019, si las tasas de interés del mercado BADLAR/LIBOR por préstamos en pesos argentinos y en dólares estadounidenses 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 2019 se habría incrementado en aproximadamente 4.

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.

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 2019 y 2018, el 89% y 87% de las ventas se realizaron a CAMMESA y IEASA (EX ENARSA), respectivamente.

Como se detalla en las Notas 11.11 y 11.12, 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 2019.

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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 IEASA (EX ENARSA) de antigua data, ver Nota 11.8.

Al 31 de diciembre de 2019, la Compañía tiene un capital de trabajo negativo de ARS 6,7 mil millones. Esta situación es estrictamente temporal y se debe principalmente a las obligaciones a corto plazo correspondientes a las deudas comerciales y la parte de la deuda financiera a corto plazo, directamente relacionada con el progreso de los diferentes proyectos que están en proceso de construcción o han sido finalizados recientemente según se describen en las notas anteriores. Al respecto, cabe mencionar que, en línea con las proyecciones financieras, la Gerencia de la Compañía considera que la situación mencionada no presenta problemas y se revertirá, entre otros, con (i) el flujo de caja de los proyectos inaugurados en el último trimestre de 2018 y en el segundo semestre de 2019 (el parque eólico Pomona I entró en funcionamiento el 12 de julio de 2019, con una capacidad instalada de 101 MW; el parque eólico Pomona II entró en funcionamiento el 29 de agosto de 2019, con una capacidad instalada de 11 MW y el parque eólico Madryn II entró en funcionamiento el 26 de septiembre de 2019, con una capacidad instalada de 151 MW), (ii) el proceso de nuevos desembolso de los financiamientos Project Finance en las subsidiarias; y (iii) préstamo corporativo a medio plazo de USD 31 millones de KfW en Genneia.

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.

Vencido			Importes a vence	Importes a vence	r	r	Sin Plazo
			Corriente		No Corriente
- 1.184(1) 291	0-3 meses	3-6 meses	6-9 meses - - 2 2 - 575 - 575	9-12 meses	1 a 5 años	+ de 5 años	- - -
	1.391 3.020 2	- - 2		- - 1.307	- - 120	- - 6.927
1.475	4.413	2		1.307	120	6.927	-
5.583(1) - 19	1.198 2.298 3	- 1.022 -		- 4.068 184	- 34.560 417	- - -	- -
5.602	3.499	1.022		4.252	34.977	-	-

(1) Corresponde principalmente a créditos por ventas a CAMMESA, IEASA (EX 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 IEASA (EX ENARSA) por la compra de gas para generación de energía eléctrica. Ver Notas 11.8, 11.9 y 11.11.

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7.4. Información requerida por el Artículo 63 de la Ley N° 19.550 – Activos y Pasivos en monedas distintas del peso

Clase y monto de la moneda extranjera (En millones) 31-12-2018 31-12-2019 USD 123 USD 32 USD - USD 14 USD 20 USD 13 USD 119 USD 112 USD 50 USD 106 USD - USD 2 USD 67 USD 122 USD 627 USD 577 USD 7 USD 7	Clase y monto de la moneda extranjera (En millones) 31-12-2018 31-12-2019 USD 123 USD 32 USD - USD 14 USD 20 USD 13 USD 119 USD 112 USD 50 USD 106 USD - USD 2 USD 67 USD 122 USD 627 USD 577 USD 7 USD 7	Cambio vigente en pesos al 31-12-2019	Valor de libros en pesos al 31-12-2019
	31-12-2019
USD 123 USD - USD 20 USD 119 USD 50 USD - USD 67 USD 627 USD 7	USD 32 USD 14 USD 13 USD 112 USD 106 USD 2 USD 122 USD 577 USD 7	59,8900 59,8900 59,8900 59,8900 59,8900 59,8900 59,8900 59,8900 59,8900	1.923 841 808
			3.572
			6.697
			6.697
			10.269
			6.376 106 7.316
			13.798
			34.560 417
			34.977
			48.775

NOTA 8 - CAPITAL SOCIAL

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.

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 641 de la siguiente forma: 157 a la absorción total de pérdidas acumuladas, 9 a integrar la reserva legal y 465 a la constitución de una reserva facultativa para afrontar inversiones de la Sociedad y sus subsidiarias en proyectos de generación de energía.

El 25 de abril de 2019, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas aprobó la desafectación de la reserva facultativa por su monto total de 465.

Al 31 de diciembre de 2019, 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.

La totalidad de los aumentos de capital aprobados por los accionistas de la Sociedad se encuentran inscriptos a la fecha de los presentes estados contables.

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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 USD 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 2019 en el marco del Programa Global:

	ON Clase XVIII	ON Clase XX	ON Clase XX (Retap)	ON Clase XXI	ON Clase XXIII	ON Clase XXV
Fecha de emisión	20/11/2015	20/01/2017	30/01/2018	23/11/2018	20/12/2019	20/12/2019
Monto colocado	USD 20.000.000	USD 350.000.000	USD 150.000.000	USD 51.503.944	USD 6.837.979	ARS 441.794.205
Tasa de interés	2% nominal anual	8,75% nominal anual	8,75% nominal anual	12% nominal anual	10% nominal anual	Badlar +10% 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 la Compañía y subsidiarias. 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 la Compañía y subsidiarias. Financiar proyectos productivos para la generación de energía eléctrica en Argentina	Pago y/o prepago de los pasivos de la Compañía y subsidiarias. Financiar proyectos productivos para la generación de energía eléctrica en Argentina	Pago y/o prepago de los pasivos de la Compañía y subsidiarias. 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	20/12/2020	20/06/2020
Consideraciones especiales	Sin garantía	Sin garantía	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 USD 350.000.000, 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 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 el 20 de enero de 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.

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El 23 de noviembre de 2018, se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXI en el marco del Programa Global por un monto de USD 51.503.944, 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.

El 20 de diciembre de 2019, se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXIII en el marco del Programa Global por un monto de USD 6.837.979, a una tasa fija nominal anual del 10%, cuyos intereses se pagarán trimestralmente. La clase XXIII expira 12 meses después de la fecha de emisión. Los fondos de la Clase XXIII se utilizarán para refinanciar pasivos a corto plazo y financiar el plan de inversión productiva para el proceso de generación de energía eléctrica.

El 20 de diciembre de 2019, se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXV en el marco del Programa Global por un monto de ARS 441.794.205, a un cupón de intereses de Badlar +10%, cuyos intereses se pagarán trimestralmente. La clase XXV expira 6 meses después de la fecha de emisión. Los fondos de la Clase XXV 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 USD 50,000,000 con vencimiento el 22 de enero de 2022, de conformidad con las resoluciones de la Asamblea de accionistas de fecha 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). En tal sentido, con fecha 21 de junio de 2019 la Compañía emitió USD 3.286.000 de obligaciones negociables adicionales, las cuales fueron entregadas a los accionistas de la Compañía tenedores de las obligaciones negociables, en pago de los intereses pagaderos en dicha fecha. Por asamblea de accionistas unánime llevada a cabo el 18 de diciembre de 2019, los accionistas de la Sociedad aprobaron en forma unánime extender el período de devengamiento y pago de intereses y comisiones de las Obligaciones Negociables hasta el 22 de enero de 2022, habiendo con posterioridad a dicha asamblea la Sociedad y los tenedores de las Obligaciones Negociables suscripto los instrumentos modificatorios correspondientes de las Obligaciones Negociables.

9.2.2. Préstamo Sindicado

El 15 de julio de 2019, Genneia firmó un préstamo sindicado por hasta USD 70 millones. El 19 de julio de 2019, Santander y BICE proporcionaron un desembolso inicial de USD 20 millones. Los ingresos de la instalación se utilizarán para gastos de capital en energías renovables y fines corporativos generales. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagará en siete pagos trimestrales desde el 17 de junio de 2020. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente a 10.75% anual, pagadero trimestralmente. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

9.2.3. Préstamo Banco Ciudad

El 9 de enero de 2019, la Compañía suscribió un contrato de préstamo por un monto de USD 2 millones con Banco Ciudad, para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 3 de abril de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente a 7.5% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 3 de abril de 2017, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 7.5 millones con Banco Ciudad para para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en dos pagos el 30 de septiembre de 2019 y el 30 de octubre de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente a 8.75% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

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9.2.4. Préstamo Banco Provincia S.A.

El 16 de enero de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 5.5 millones con el Banco Provincia S.A. para gastos de capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 16 de octubre de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente al 6% anual, pagadero mensualmente. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 1 de abril de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 2.9 millones con el Banco Provincia S.A. para gastos de capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 30 de diciembre de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente al 7.5% anual, pagadero mensualmente. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 17 de octubre de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de ARS 198 millones con el Banco Provincia S.A. para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo ha sido pagado en un solo pago el 14 de febrero de 2020. La tasa de interés sobre el financiamiento es equivalente al 80% pagadero mensualmente. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

9.2.5. Préstamo Banco ITAU S.A.

El 31 de enero de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 3 millones con Banco Itau S.A. para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en dos pagos el 23 de agosto de 2019 y el 30 de agosto de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente a 7.75% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

9.2.6. Préstamo Banco Macro S.A.

El 27 de mayo de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 22.5 millones con Banco Macro S.A. para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagará en dos pagos: el 7 de agosto de 2019 y el 21 de abril de 2020. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente a 6% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

9.2.7. Préstamo Banco Mariva

El 14 de junio de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 1.2 millones con el Banco Mariva para gastos de capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagó en un solo pago el 22 de agosto de 2019. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente al 5% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

El 9 de diciembre de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 1 millón con el Banco Mariva para gastos de capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagará en un solo pago el 9 de enero de 2020. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente al 5% anual, pagadero al vencimiento. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

9.2.8. Préstamo Banco Chubut S.A.

El 16 de octubre de 2019, Genneia firmó un contrato de préstamo por un monto de USD 2.5 millones con Banco Chubut S.A. para capital de trabajo y/o refinanciamiento de pasivos. El capital adeudado en virtud de este préstamo se pagará en cuatro pagos trimestrales a partir del 16 de enero de 2020. La tasa de interés sobre el financiamiento fue equivalente a 11% anual, pagaderos mensualmente. El préstamo ha sido otorgado a la Compañía sin garantías.

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NOTA 10 - REMUNERACIÓN DE LA ADMINISTRACIÓN

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019 y 2018, 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 2019 y 2018 ascienden a 84 y 50, respectivamente, siendo los mismos beneficios de corto plazo y constituyendo los únicos beneficios otorgados a directores y ejecutivos claves.

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 la excepción de prescripción opuesta.

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.

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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.

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.

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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 IEASA (EX ENARSA), ha incumplido con el Régimen legal llamado “Compre Trabajo Argentino” (el “Régimen de Compre Trabajo Argentino”) al momento de la adquisición a una Compañia 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 (el “Expediente Judicial”). A la fecha de los presentes estados contables dicha causa se encuentra en etapa de producción de pruebas.

La Compañía también es parte de otro procedimiento administrativo ante la Secretaría de Industria promovido por la CÁMARA ARGENTINA DE INDUSTRIAS ELECTRÓNICAS, ELECTROMECÁNICAS Y LUMINOTÉCNICAS (“CADDIEL”) en relación con supuestas infracciones al régimen legal de "comprar trabajo en Argentina" (el “Procedimiento Administrativo”) Si bien a la fecha de emisión de estos estados financieros individuales, la Secretaría de Industria no ha emitido una decisión con respecto a este procedimiento, cabe destacar que el 3 de diciembre de 2019 la Sociedad y CADDIEL suscribieron un Memorándum de Entendimiento con el objeto de describir ciertas acciones a llevar a cabo por las partes para, sin reconocer hechos ni derechos respecto de situaciones pasadas, realizar sus mejores esfuerzos y sobre la base de la confianza y buena fe, para seguir colaborando en el desarrollo del sector privilegiando la selección de proveedores locales salvo limitaciones técnicas, regulatorias o contractuales. En virtud de este Memorándum de Entendimiento entre otros acuerdos (i) el 3 de diciembre CADDIEL efectuó una presentación a la Secretaría de Industria, haciéndole saber su falta de interés en proseguir el procedimiento administrativo invocado; y (ii) se suscribió una carta de intención entre la Sociedad y CADDIEL en virtud de la cual CADIEEL se obliga a abstenerse de ejecutar cualquier acto y/o realizar cualquier presentación judicial y/o extrajudicial que pueda imposibilitar, obstaculizar y/o demorar la extinción del Expediente Judicial, y en particular, CADIEEL se obliga expresamente a abstenerse de apelar una eventual decisión judicial interlocutoria o definitiva favorable a Genneia y/o que tenga por efecto dar por concluido el Expediente Judicial con anterioridad a que se dicte una sentencia.

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.

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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.

El 26 de diciembre de 2019 la Sociedad fue notificada de una demanda de apremio promovida por la Municipalidad de Paraná ante el Juzgado de Primera Instancia en lo Civil y Comercial Nro. 10 de Ejecuciones de la Ciudad de Paraná, por una suma reclamada de $9.502.534 y honorarios de abogado de la parte actora presupuestados en $941.280. El 5 de febrero de 2020, la Sociedad (i) planteó un pedido de inhibitoria ante el Juzgado Federal de Paraná, solicitando que este último se declare competente para entender en dicho proceso de apremio; y (ii) opuso como defensas en el expediente del apremio excepciones de inhabilidad del título ejecutivo por inconstitucionalidad de la pretensión fiscal ejecutada, y en subsidio, de prescripción de obligaciones ejecutadas basada en la inconstitucionalidad de normas municipales por resultar contrarias a las disposiciones de la legislación nacional de fondo.

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 NacionalAFIP-DGI, 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. En el mes de septiembre de 2019 la Sala IV de la Cámara de Apelaciones en lo Contencioso Administrativo Federal hizo lugar a la apelación interpuesta por la Sociedad. Al no haber interpuesto el fisco recurso extraordinario contra dicha resolución, la misma por lo tanto quedó firme a favor de la Sociedad.

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.

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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.

11.8. Situación con IEASA (EX ENARSA)

Créditos y pasivos con IEASA (EX ENARSA)

Desde el año 2011 tanto la Sociedad como ENERSUD comenzaron a acumular deudas con IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 IEASA (EX ENARSA) los siguientes pagos:

(i) Facturas emitidas por IEASA (EX ENARSA) a ENERSUD en el marco de ciertos contratos de venta de gas natural celebrados entre IEASA (EX ENARSA) y ENERSUD, en un equivalente a USD 21.373.852;

(ii) Facturas emitidas por IEASA (EX 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 IEASA (EX ENARSA) y la Sociedad; y

(iii) Facturas por AR$ 1.693. 231 y AR$ 675.535 emitidas por IEASA (EX 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 IEASA (EX ENARSA) que el saldo de otras facturas emitidas por IEASA (EX 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 de fuente legal con obligaciones igualmente exigibles de IEASA (EX 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 IEASA (EX 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 volvió a reclamar el pasivo por la Venta de Gas y, por lo tanto, ignoró implícitamente dicha compensación establecida por la Compañía, e invitó a la Compañía a conciliar cuentas. Dicha pretensión fue rechazada por la Sociedad.

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 IEASA (EX ENARSA) que rechace la cancelación de las obligaciones mutuas, incluido cualquier posible reclamo de intereses en relación con las facturas de IEASA (EX ENARSA).

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Reclamo PUI y GUI

Por otro lado, por medio de cartas documento recibidas en el mes de noviembre de 2015, IEASA (EX ENARSA) intimó a la Sociedad y a su subsidiaria ENERSUD el pago de facturas por gas vendido por IEASA (EX 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 de Chubut) y Las Armas, Pinamar y Bragado (Provincia de Buenos Aires).

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 IEASA (EX 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 incluyó 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 total. 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 los presentes estados contables, la Secretaría de Energía aún no se ha expedido.

Con fecha 23 de octubre de 2019, la Sociedad y CAMMESA participaron de una audiencia de mediación prejudicial obligatoria en los términos de la Ley 26.589, en la cual se acordó pasar a una segunda audiencia para el 6 de noviembre de 2019, la cual fue cerrada sin acuerdo de las partes.

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El 5 de diciembre de 2019 la Sociedad promovió ante CAMMESA una demanda de cobro de diferencias de tipo de cambio. ante el Juzgado Nacional de 1° Instancia en lo Contencioso Administrativo Federal N° 4, Secretaría N° 7, reclamando el pago de USD13.050.000 más intereses, costos y costas, en concepto de diferencias de tipo de cambio devengadas a favor de Genneia durante el período diciembre 2012 a julio 2019, y no reconocidas por CAMMESA ni por la SE, bajo Contratos de Abastecimiento MEM celebrados en los términos de la Resolución 220/07 SE en relación a las Centrales Térmicas Matheu, Paraná, Bragado I, Concepción del Uruguay I y II, Pinamar, Olavarría, y Las Armas I y II. En la demanda también se solicita la citación como tercero a la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, de tal forma que la sentencia a ser dictada le resulte oponible. A la fecha de los presentes estados contables, el Juzgado dio vista de las actuaciones a la Fiscalía Federal para que expida su opinión sobre la competencia del fuero interviniente.

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, equivalente a USD 2.368.000 al tipo de cambio entonces vigente. 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 mediación.

En septiembre de 2018 CAMMESA, con invocación en una resolución del Subsecretario de Energía Eléctrica, 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 el Subsecretario de Energía Eléctrica. 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. Con fecha 11 de octubre de 2019, la Sociedad presentó un escrito ante el Subsecretario de Energía Eléctrica, desistiendo del Recurso de Reconsideración y solicitando la resolución del Recurso Jerárquico.

Con fecha 23 de octubre de 2019, la Sociedad y CAMMESA participaron de una audiencia de mediación prejudicial obligatoria en los términos de la Ley 26.589, en la cual en la cual se acordó pasar a una segunda audiencia para el 6 de noviembre de 2019, la cual fue cerrada sin acuerdo de las partes.

El 5 de diciembre de 2019, la Sociedad promovió demanda judicial el Juzgado Nacional de 1° Instancia en lo Contencioso Administrativo Federal N° 2, Secretaría N° 3, con el objeto que se decrete la nulidad de la Resolución dictada el 28 de septiembre de 2018 por el Sr. Subsecretario de Energía Eléctrica Juan Alberto Luchilo -identificada con el número de actuación NO-2018-48224204-APN-SSEE#MHA- y de sus antecedentes, y en consecuencia, se deje sin efecto la penalidad impuesta por CAMMESA a Genneia y avalada por dicha Resolución, por el equivalente a USD 2.368.000, por demoras en la habilitación comercial con ambos tipos de combustible (gas y gasoil) de la CT Bragado II, adjudicada a Genneia en el marco de la Resolución 21/2016 de la S.E.E. También se co-demandó a la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación. A la fecha de los presentes Estados Contables, el Juzgado Interviniente libró oficio a la Procuración del Tesoro de la Nación, a fin de notificarle de la demanda promovida contra el Estado Nacional.

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.

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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 (las “Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa”), 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 las Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa. 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 de Rio Mayo y Gobernador Costa. 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. 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 (capital más intereses). A la fecha de estos estados financieros, si bien el Ministerio de Economía y Crédito Público de la Provincia no se ha expedido sobre el pedido de verificación de la Sociedad, en el marco de la causa judicial de cobro arriba mencionada, el STJ resolvió favorablemente para la Sociedad la inclusión en la causa como hecho nuevo la acreditación y reconocimiento por la Contaduría General de la Provincia del capital de la deuda cuya verificación fuera solicitada por la Sociedad. Adicionalmente, por auto del 6 de febrero de 2020, el STJ ha convocado, a pedido de la Sociedad, a una audiencia de conciliación para el día 15 de abril de 2.020, a la que deberán concurrir la Sociedad; y por la demandada Provincia del Chubut: el señor Fiscal de Estado, el señor Ministro de Infraestructura, Planeamiento y Servicios Públicos y el señor Ministro de Economía y Crédito Público de la Provincia del Chubut, así como los funcionarios con responsabilidad y competencia funcional para tomar decisiones, que consideren pertinentes.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

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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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

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 resultaren exigibles a partir del 1 de marzo de 2018 hasta la fecha de entrega de las Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa a la Provincia; (ii) concretar la devolución de las Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa 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. La Sociedad presento el 3 de abril de 2019, ante el Superior Tribunal de Justicia de Chubut una demanda de consignación de los inmuebles, instalaciones y demás bienes que conforman las Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa. En cumplimiento de un acuerdo arribado con la Provincia, la Fiscalía de Estado Provincial y el Ente Regulador de Servicios Públicos Provincial ante el citado Tribunal el 28 de mayo de 2019, los días 27 y 28 de junio de 2019, se formalizó la transferencia de las CTs a la Provincia, mediante la celebración de actas de constatación e inventario. A partir de esas fechas, las CTs dejaron de ser propiedad de Genneia.

También en cumplimiento de dicho acuerdo, Genneia continúo con la operación temporaria de las CTs, sujeto a las instrucciones y por cuenta y orden de la Dirección General de Servicios Públicos y a costa de la Provincia, hasta que se efectivira el traspaso de los empleados afectados a la operación de ambas CTs a la Provincia. Con fecha 15 octubre de 2019, la Legislatura de la Provincia sancionó la Ley II Nº 230 aprobando el traspaso de dicho personal al Ministerio de Infraestructura de la Provincia. Dicha ley fue publicada en el Boletin Oficial de la Provincia el 22 de octubre de 2019, y a la fecha de publicación de los presentes estados contables, dicha ley fue reglamentadapor el Poder Ejecutivo Provincial, habiéndose concretado el traspaso del personal a la Provincia en el mes de noviembre de 2019.

Se destaca además que, desde el 1 de marzo de 2019, Genneia dejó de facturar por la venta de energía a la Provincia de Chubut, sin perjuicio de su derecho de recuperar de la Provincia, en el marco del acuerdo arribado con la Provincia arriba citado, los costos operativos devengados a partir de dicha fecha. La Compañía estima además que las facturas pendientes de pago acordadas en el Acuerdo Marco, serán reclamadas en el futuro a la Provincia.

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 por el resto de las facturas adeudadas. El monto total exigible de esta cuenta por cobrar al 31 de diciembre de 2019 y 2018 nominados en pesos argentinos es de 580 millones (169 corresponden a intereses) y 570 millones (169 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.

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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.

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, 28 de febrero de 2019, 10 de mayo de 2019, 2 de octubre de 2019 y el 11 de noviembre de 2019 la Compañía recibió reembolsos por el monto de USD 2.1, USD 2.2, USD 1.9, USD 2.2, y USD 6.5 millones, respectivamente. Y el 21 de febrero de 2020 la Compañía recibió un nuevo reembolso por USD 2.9 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 – PROYECTOS EN CURSO

12.1 Proyecto Parque 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 Compañia de generación Centrales de la Costa el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Vientos de Necochea. De conformidad con los términos de la Resolución N° 281 emitida por el Ministerio de Energía, Vientos de Necochea S.A. ha entregado 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 S.A. 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 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 37,95 MW de capacidad de potencia; (iii) tendremos derecho a recibir un pago por electricidad efectivamente despachada de USD 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.

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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 S.A. con derecho a votar hasta la fecha de operación comercial.

En mayo de 2018, Vientos de Necochea S.A. celebró (i) un acuerdo con Vestas Mediterranean S.A. y Vestas Argentinas S.A. para la provisión e instalación bajo un esquema "EPC completo" del parque eólico Vientos de Necochea 1, incluidas todas las obras requeridas en relación con el diseño, ingeniería, suministro de aerogeneradores, construcción (obras civiles y eléctricas), puesta en marcha, prueba, puesta en marcha y finalización de dicho parque; y (ii) un acuerdo para la provisión de mantenimiento y garantía de disponibilidad de aerogeneradores para este proyecto.

El 2 de agosto de 2019, Vientos de Necochea S.A., negocio conjunto de la Compañía y Centrales de la Costa Atlántica S.A., celebró un acuerdo de financiación de proyectos para el desarrollo del parque eólico Necochea (38 MW). A través de un Acuerdo de Instalación A-B, la subsidiaria celebró acuerdos de financiación por hasta USD 51 millones que se utilizarán para los costos de construcción y puesta en marcha de los proyectos.

El Acuerdo de instalación A incluye un tramo garantizado y un tramo no cubierto. El tramo garantizado es prestado por Nederlandse Financierings-Maatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. (FMO) y está garantizado por la EKF Export Credit Agency de Dinamarca (EKF), y el segundo tramo es prestado directamente por FMO. El Acuerdo de Instalación B es otorgado directamente por FMO. La transacción está organizada por Sumitomo Miutsui Banking Corporation (SMBC) y FMO.

Los acuerdos de financiación contienen cláusulas que limitan la capacidad de las filiales para pagar dividendos y prevén la concesión de diversas garantías a favor de los acreedores, entre las cuales se encuentran la transferencia de los derechos reales de usufructo sobre los edificios donde se instalarán los Proyectos, transferencias directas, fiduciarias o de garantía, totales o parciales, de ciertos derechos de las filiales, incluidos los derechos de cobro en virtud del Contrato de suministro de electricidad renovable celebrado con CAMMESA, seguros y otros documentos relacionados con los parques eólicos; prenda sobre acciones que representan el 100% del capital social de las filiales, garantías en cuentas bancarias y prenda sobre los principales activos de los proyectos.

El 1 de septiembre de 2019, con el objeto de fortalecer el normal funcionamiento de la economía, contribuir a una administración prudente del mercado de cambios, reducir la volatilidad de las variables financieras y contener el impacto de oscilaciones de los flujos financieros sobre la economía real, el gobierno nacional dictó el Decreto N° 609/2019 por el cual, en otros, se reestablecieron transitoriamente controles cambiarios. El decreto mencionado entre otras medidas: (i) reestableció, hasta el 31 de diciembre de 2019, la obligación de los exportadores de ingresar en el país en divisas y/o negociar en el mercado de cambios, el contravalor de las exportaciones de bienes y servicios, en las condiciones y plazos que se establezcan en las normas reglamentarias a ser dictadas por el BCRA; y (ii) autorizó al Banco Central, en ejercicio de sus competencias, (a) a regular el acceso al mercado de cambios para la compra de moneda extranjera y su transferencia al exterior; y (b) establecer reglamentaciones que eviten prácticas y operaciones tendientes a eludir, a través de títulos públicos u otros instrumentos, las medidas adoptadas en el referido decreto.

A partir de los mencionados controles cambiarios establecidos por el BCRA, las entidades prestamistas han suspendido los desembolsos bajo los acuerdos de financiación precedentemente referidos, hasta tanto las regulaciones cambiarias modificatorias, complementarias y aclaratorias que el BCRA ya comenzó a emitir, permitan concluir, a satisfacción de las entidades prestamistas, que los controles cambiarios que se encuentren vigentes no impidan un adecuado flujo de fondos (desembolsos y su repago) en los términos y condiciones previstos en los acuerdos de financiamiento, como así también un adecuado funcionamiento de las estructuras de garantías ya constituidas (principalmente, constitución de cuentas de reserva en moneda extranjera bajo fideicomisos on shore y off shore). Dicha suspensión de desembolsos forzosamente conllevó una suspensión de pagos a Vestas bajo el acuerdo EPC, dada la íntima conexidad existente entre el acuerdo EPC y los acuerdos de financiamiento; y a su vez, llevó a una suspensión por Vestas de sus tareas para la energización del parque eólico y demás tareas aún pendientes bajo el acuerdo EPC, a partir del 1 de noviembre de 2019.

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El 7 de enero de 2020 VDN y Vestas celebraron una adenda IV al Contrato EPC del Proyecto, en virtud del cual Vestas reanudó sus prestaciones contractuales suspendidas, VDN canceló las facturas vencidas adeudadas a Vestas, y el 31 de enero de 2020 VDN canceló sobrecostos de obra acordados por Vestas en la suma de USD1.424.749. Asimismo, en el mes de enero de 2020 se produjo el primer desembolso por las entidades prestamistas bajo los acuerdos de financiación precedentemente referidos.

El 8 de febrero de 2020, CAMMESA otorgó la autorización comercial del parque eólico Vientos de Necochea.

12.2 Proyecto Parque 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 estos proyectos alcancen sus operaciones comerciales en abril de 2020. De conformidad con los términos de la Resolución N° 281 emitida por el Ministerio de Energía, Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (“Vientos Sudamericanos”) y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. (“Vientos Patagónicos”) 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.

El 10 de agosto de 2018, Vientos Sudamericanos, Vientos Patagónicos, Nordex Energy GmbH y Nordex Windpower S.A. celebraron los respectivos acuerdos para la provisión e instalación bajo un esquema "llave en mano", y para la provisión de servicios de mantenimiento y de garantía de disponibilidad de aerogeneradores, para estos proyectos.

El 15 de julio de 2019, Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A, celebraron acuerdos de financiación para los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV (141 MW). A través de estos Project Finance, las filiales celebraron acuerdos de financiación por hasta USD 131 millones que se utilizarán para los costos de construcción y puesta en marcha de los proyectos.

Los acuerdos de financiación incluyen un préstamo sin recurso garantizado a 15 años otorgado por Kreditanstalt FürWiederaufbau (KfW). El préstamo KfW está garantizado por la Agencia de Crédito a la Exportación de Alemania Euler Hermes a través de un acuerdo integral de seguro de crédito comercial y político para la exportación.

Con fecha 16 de julio de 2019, la Sociedad y su subsidiaria MyC Energía S.A. acordaron la transferencia a Pan American Fueguina S.A., subsidiaria de Pan American Energy SL, del 49% de la participación accionaria de Vientos Patagónicos y de Vientos Sudamericanos sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes. Con fecha 26 de agosto de 2019 se perfeccionó la transferencia de las acciones.

Al 31 de diciembre de 2019, se completaron el 50% de los cimientos y se han ensamblado 3 transformadores de potencia. Para Chubut Norte III y IV, casi todas las turbinas eólicas han sido nacionalizadas y trasladadas al sitio.

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A partir de los mencionados controles cambiarios establecidos por el BCRA, KFW ha suspendido los desembolsos bajo los acuerdos de financiación precedentemente referidos, hasta tanto las regulaciones cambiarias modificatorias, complementarias y aclaratorias que el BCRA ya comenzó a emitir, permitan concluir, a satisfacción de KFW y Euler Hermes, que los controles cambiarios que se encuentren vigentes no impidan un adecuado flujo de fondos (desembolsos y su repago) en los términos y condiciones previstos en los acuerdos de financiamiento, como así también un adecuado funcionamiento de las estructuras de garantías ya constituidas (principalmente, constitución de cuentas de reserva en moneda extranjera bajo fideicomisos on shore y off shore). Dicha suspensión de desembolsos forzosamente conllevó una suspensión de pagos a Nordex bajo el acuerdo EPC, dada la íntima conexidad existente entre el acuerdo EPC y los acuerdos de financiamiento; y a su vez, llevó a una suspensión por Nordex de sus tareas de construcción de los parques eólicos a partir del 1 de noviembre de 2019.

El 26 de noviembre de 2019 Vientos Sudamericanos, Vientos Patagónicos y Nordex celebraron una adenda III al Contrato EPC de los Proyectos, en virtud del cual Nordex reanudó sus prestaciones contractuales suspendidas, se acordaron nuevas fechas contractuales para el “Final Take Over” de ambos proyectos, se acordó un cronograma de cancelación de ciertas facturas vencidas adeudadas a Nordex y de pagos de sobrecostos de obra acordados con Nordex en la suma de USD11.000.000. Asimismo, en el mes de diciembre de 2019 se produjo el primer desembolso por la entidad prestamista KFW bajo los acuerdos de financiación precedentemente referidos.

Bajo los Contratos de Provisión de Energía Eléctrica de fecha 26 de junio de 2018, firmados entre CAMMESA y, respectivamente, Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., se comprometieron como Fecha de Habilitación Comercial de sus respectivos proyectos el 2 de abril de 2020. Sin embargo, las Sociedades mencionadas no lograrán alcanzar ese hito en los plazos comprometidos bajo el respectivo PPA, en razón de las demoras existentes en el proceso de construcción y puesta en marcha de los proyectos.

Las fechas estimadas de COD son, mayo y junio de 2020, para Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., respectivamente.

Al no alcanzarse la Fecha de Habilitación Comercial comprometida en alguno de los proyectos, CAMMESA podría pretender la aplicación, a la entidad incumplidora, de la multa contemplada en el Artículo 13.2 del PPA, consistente en un monto de mil trescientos ochenta y ocho Dólares (US$1.388) por cada megavatio de potencia contratada por cada día de retraso en alcanzar la Fecha de Habilitación Comercial con respecto a la Fecha de Habilitación Comercial comprometida. Sin embargo, los asesores legales de las Sociedades mencionadas consideran que, en caso de concretarse la aplicación de la multa por parte de CAMMESA, las mismas cuentan con los argumentos suficientes para conseguir que la misma sea desestimada o sea revertida. Es por ello que estas Sociedades no ha registrado ninguna provisión por contingencia al 31 de diciembre de 2019.

12.3 Proyecto Parque Eólico Chubut Norte II

El proyecto del parque eólico Chubut Norte II es parte de nuestro gasoducto renovable. La energía generada por este parque eólico se venderá a usuarios privados en el MATER o en el mercado spot. El parque eólico Chubut Norte II tiene una capacidad instalada comprometida de 26.28 MW.

El proyecto eólico Chubut Norte II estará emplazado en la Ruta Nacional N°3 donde se ubicará el acceso principal al predio, aproximadamente unos 18 km al noreste de la ciudad de Puerto Madryn, Provincia del Chubut. La Sociedad adquirió 1.766 hectáreas de tierra para desarrollar este proyecto (habiéndose realizado la escritura traslativa de dominio). Este proyecto ampliará la subestación Chubut Norte de 33/132 kV ubicada dentro del predio.

El 10 de agosto de 2018, Genneia celebró con (i) con Nordex Energy GmbH y Nordex Windpower S.A., un contrato para la construcción bajo la modalidad “llave en mano” ( Engineering, Procurement and Construction Agreement ) para el parque eólico Chubut Norte II, 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) con Nordex Argentina S.A., un acuerdo para la prestación de servicios y garantía de disponibilidad ( O&M Agreement ) sobre equipos de dicho parque eólico, que entrará en vigencia una vez iniciada la etapa de operación y finalizará transcurridos los diez años.

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El 23 de julio de 2019, Genneia S.A. firmó un préstamo corporativo de USD 31 millones con KfW para la construcción de los parques eólicos Pomona II y Chubut Norte II. El financiamiento implica un préstamo garantizado de 4 años otorgado por KfW. El préstamo KfW está garantizado por la Agencia Alemana de Crédito a la Exportación Euler Hermes.

El 18 de diciembre de 2019 la Sociedad y Nordex celebraron una adenda III al Contrato EPC del Proyecto Chubut Norte II, en virtud del cual Nordex reanudó sus prestaciones contractuales suspendidas, se acordó un nuevo cronograma de obras y una nueva fecha contractual para el “Final Take Over” del proyecto, y se acordó un cronograma de cancelación de ciertas facturas vencidas adeudadas a Nordex.

El 28 de enero de 2020 la Sociedad celebró con KFW una adenda al contrato de préstamo precedentemente referido, a fines de reflejar dichos controles cambiarios por el BCRA en la operatividad de los futuros desembolsos, habiéndose ya concretado los primeros desembolsos de la financiación con anterioridad a la fecha de emisión de los presentes estados contables.

12.4 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 noviembre 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.

12.5 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 2019, la Sociedad mantiene contratados seguros de caución con compañías aseguradoras por una cobertura total de aproximadamente USD 92 millones.

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NOTA 13 – COMBINACIONES DE NEGOCIOS

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, entraron en operación comercial los Parques Solares 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$ 7.8 millones (USD 388.061).

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La siguiente tabla resume la asignación del precio de compra preliminar:

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
	- - - - 12 8 7 27 11 11 - 22 33 33 51 117 9 6 7 22 8 8 13 29
	39 38 38 115

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 117 correspondientes al valor razonable estimado asignado en la fecha de adquisición a los Contratos de Compra de Energía (''PPA'') con CAMMESA los cuales se incluyen dentro del valor de las inversiones no corrientes.

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 51 (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
	5 5 6 16 (2) (2) (3) (7) - - - - (7) (7) (7) (21) (47) (34) (11) (92) (4) (4) (8) (16) 18 11 8 37
	(37) (31) (15) (83)

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NOTA 14 - PERDIDAS POR DETERIORO RECONOCIDAS DURANTE LOS EJERCICIOS 2019 Y 2018

14.1 Considerando el efecto de las probables alternativas de utilización o disposición de los activos correspondientes a las Centrales Térmicas mencionadas en la Nota 1, la Sociedad llevó a cabo una revisión del importe recuperable de los activos fijos relacionados con dichas unidades.

La revisión condujo al reconocimiento de una pérdida por deterioro de 365 por algunas de las Plantas de Generación Térmica propiedad de la Sociedad, la cual se ha reconocido en el estado de resultados en la línea “Otros egresos, netos”. Esta circunstancia es totalmente atribuible al impacto del cambio en la situación mencionada anteriormente. El valor recuperable después de impuestos de las mencionadas centrales de generación al 31 de diciembre de 2019 asciende a 157 sobre la base de su valor económico. El valor recuperable de estas centrales fue determinado sobre la base de su valor razonable menos los costos de disposición de los mismos. Los principales inputs utilizados en la valuación corresponden al precio estimado de disposición y los costos necesarios para dejar las centrales en condiciones para ser trasladadas. Dado que la estimación contiene ciertos inputs significativos no observables, el valor razonable utilizado es clasificado como de jerarquía nivel 3. El valor de disposición de los activos ha sido estimado sobre la base de la experiencia de la compañía en la disposición de activos similares y valores de referencia utilizados para la adquisición de activos de similares características, ajustados de corresponder por el desgaste estimado de los activos en evaluación sobre la base de las horas de utilización desde su adquisición y el estado de conservación de los mismos.

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, los valores de realización de los activos, 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) de 11%.

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; 4) la tasa del Impuesto a las Ganancias del 25%. 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 +).

La Sociedad realizó un análisis de sensibilidad del valor recuperable del activo fijo con respecto a la tasa de descuento que arrojó como resultado que un aumento o disminución de un 1% de dicha tasa, implicaría una disminución o un aumento del 1% en el valor recuperable.

Los supuestos utilizados por la Sociedad para la evaluación del valor de recupero de los activos asociados con la generación térmica se encuentran en línea con los dispuesto por la nueva resolución detallada en nota 16.2.

14.2 Durante el año finalizado el 31 de diciembre de 2018, 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, de los cuales 95 corresponden al valor llave la cual se ha reconocido en el estado de resultados en el rubro “otros egresos, netos” mientras que el resto ha sido reconocido dentro del “resultado de inversiones no corrientes”. 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.

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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.

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.

NOTA 15 – EVOLUCIÓN RECIENTE DEL CONTEXTO ECONOMICO-FINANCIERO EN QUE OPERA LA SOCIEDAD

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, se ha observado un alza creciente en el nivel general de precios, el costo salarial, las tasas de interés y el tipo de cambio de moneda extranjera, así como volatilidad en otras variables de la economía, lo que ha impactado en las cifras de los presentes estados financieros.

Luego de la significativa devaluación del peso argentino ocurrida a mediados de agosto de 2019, el Gobierno Nacional adoptó diversas medidas que modificaron reglas que regían hasta dicha fecha y que tuvieron efecto en las variables mencionadas.

Adicionalmente, el 20 de diciembre de 2019, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 27.541 denominada Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de Emergencia Pública declarando la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, delegando en el Poder Ejecutivo Nacional amplias facultades para asegurar las sostenibilidad de la deuda pública, reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético mediante una renegociación de la revisión tarifaria integral vigente y reordenar los entes reguladores del sistema energético, entre otras. Asimismo, se mantendrán las tarifas de electricidad y gas natural por un plazo máximo de 180 días sobre los hogares, comercios e industrias.

Dicha ley, impulsada por el nuevo Gobierno Nacional, modificó el impuesto sobre los bienes personales, aumentando su alícuota, y facultó al Poder Ejecutivo Nacional a fijar alícuotas superiores para activos financieros situados en el exterior. Asimismo, se creó un nuevo impuesto a la compra de divisas del 30%. Dicho impuesto alcanza a la compra de billetes y divisas en moneda extranjera para atesoramiento o sin un destino específico. Como parte del paquete de medidas tendientes a reducir el déficit fiscal, dicha ley suspendió el sistema de ajuste jubilatorio por 180 días, entre otras cuestiones.

El Directorio y la Gerencia de la Sociedad analizarán la evolución de las cuestiones descriptas, así como las posibles modificaciones adicionales que pudiera implementar el Gobierno Nacional, y evaluarán los impactos que pudieran tener sobre su situación patrimonial, financiera, resultados y flujos de fondos futuros.

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NOTA 16 - HECHOS POSTERIORES AL CIERRE DEL EJERCICIO

16.1 Acuerdo de financiamiento con Vestas

El 7 de enero de 2020 la Sociedad y Vestas celebraron una Adenda III al acuerdo de provisión de turbinas del Parque Eólico Madryn II, a fines de acordar un plan de diferimiento de pagos, en cuotas pactadas durante el 2020, de ciertas facturas que originalmente resultaban pagaderas por la Sociedad a los 90 días de la entrada en operación comercial del parque eólico Madryn II. Estas obligaciones de pago de la Sociedad bajo dicho acuerdo, se encuentran garantizadas a Vestas con el flujo de fondos del Contrato de Abastecimiento con CAMMESA del Parque Eólico Madryn II, y con una prenda con registro en primer grado sobre los aerogeneradores de dicho parque eólico.

16.2 Resolución 31/2020

Con fecha 27 de febrero de 2020 se publicó en el BO la RESOL-2020-31-APN-SE#MD de la Secretaria de Energía, la cual modifico el esquema remunerativo de la Res. SRRYME N° 1/19, que a su vez había dejado sin efecto el esquema de remuneración de la Res. SEE N° 19/17. El nuevo régimen de remuneración está denominado en pesos Argentinos y es aplicable a partir del 1 de febrero de 2020. A diferencia del anterior, la remuneración bajo este nuevo esquema prevé un sistema de ajuste mensual en función de los Índice de Precios al Consumidor (IPC) y el Índice de Precios Internos al por Mayor (IPIM).

A continuación, se exponen las principales características vigentes del esquema remunerativo actual: i. La remuneración por potencia de las generadoras térmicas que declaren disponibilidad garantizada ofrecida de potencia (DIGO) se reduce de US$6.250/MW a AR$315.000/MW-mes como promedio año.; ii. Para las generadoras térmicas se aplica sobre la remuneración a la potencia, un coeficiente derivado del factor de utilización promedio de los últimos doce meses de la unidad: para percibir el 100% del pago por potencia, se requiere un despacho superior al 70% del factor de utilización; entre un 30% y 70% de utilización, se percibe un porcentaje en función de una formula; y si el factor de uso es menor al 30%, el coeficiente resultante es 0.60; y iii. Se reduce la remuneración por operación y mantenimiento a AR$240/MWh en la energía generada con gas y a AR$420/MWh con fuel oil o gas oil, y se reduce la remuneración por energía operada a AR$84/MWh. Adicionalmente la resolución estable una actualización de precios mensual en función de una fórmula que pondera un 60% el índice IPC y un 40% el índice IPIM .

Debido a lo proximidad entre la fecha de emisión de los presentes estados contables y la publicación de la mencionada resolución, la gerencia de la Sociedad se encuentra evaluando los efectos que conllevarán la aplicación del nuevo esquema tarifario. Si bien de manera preliminar, estima que su aplicación no tendrá un efecto significativo.

A la fecha de emisión de los presentes estados contables no han existido otros hechos posteriores significativos cuyo efecto sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Sociedad al 31 de diciembre del 2019 o su exposición en nota a los presentes estados contables, de corresponder, no hubieren sido considerados en los mismos según las NIIF.

NOTA 17 - APROBACIÓN DE LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES

Los presentes estados contables individuales fueron aprobados por el Directorio de GENNEIA y autorizados para ser emitidos con fecha 5 de marzo de 2020.

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Anexo A

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

EVOLUCIÓN DE BIENES DE USO

(expresados en millones de pesos - Nota 2.1)

Cuentaprincipal			2019	2019
			Costo
	Al inicio del ejercicio Aumentos		Disminuciones(3)	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 Equipos de generación eléctrica Parque eólico Obras en curso Derechos de uso de edificios Total 2019 Total 2018 Cuentaprincipal	187 18 150 193 3 48 90 48 16.714 11.812 3.600 39	- - - 12 - 10 - 17 - 334 6.458 40	- - - - - - - - (817) - - -	- - - 28 - - 30 - 166 11.902 (12.126) -	110 11 89 124 1 31 60 36 9.566 9.387 2.574 46	297 29 239 357 4 89 180 101 25.629 33.435 506 125
	32.902	6.871(1) (2)	(817)	-	22.035	60.991
	12.743	5.321(1) (2)	(49)	-	14.886	32.901
			2019			2018
		Depreciación acumulada				Valor residual al 31-12-2018
	Al inicio del ejercicio Alícuota	Aumentos Disminuciones(3)
Terrenos Muebles y útiles Maquinarias Equipos de computación Equipos de comunicación Rodados Edificios e instalaciones Herramientas Equipos de generación eléctrica Parque eólico Obras en curso Derechos de uso de edificios Total 2019 Total 2018	- - 15 10% 44 10% 169 33% 2 33% 35 20% 83 10% 28 10% 9.971 5%-10% 2.218 5%-6% - - 38 4%-33% 12.603 5.414	- - 1 - 15 - 24 - - - 6 - 3 - 8 - 1.475 (765) 714 - - - 26 -				187 3 106 24 1 13 7 20 6.743 9.594 3.600 1
		2.272 (765)				20.299
		1.292 (1)

(1) Incluye 529 y 364 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 2019 y 2018.

(2) Incluye 1 y 1 de depreciación de activos fijos que se utilizan en los proyectos de construcción por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 y 2018.

(3) Incluye bajas por un importe neto de (52) asociados a los equipos de la Central Térmica Pinamar que fueron vendidos, (ver nota 1).

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Anexo C

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

PARTICIPACIONES EN OTRAS SOCIEDADES (expresados en millones de pesos - Nota 2.1)

Denominación y emisor						2019							2018
	Caract	erísticas de lo	s valores	Valor registrado	Costo 22 5 229 4 3 - 102 2 171 2		Información s	obre el ente em	isor				Valor registrado
						Actividad principal	Domicilio legal		Últimos estad	os contables
	Clase	Valor nominal	Cantidad (en miles)					Fecha 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019	Capital Social 22 2 50 1 1 - 27 6 44 2	Resultados (4) (1) (547) - - - 330 444 293 (1)	Patrimonio neto	Participación sobre capital social(1)
Sociedades controladas: Enersud Energy S.A.U. Ingentis II Esquel S.A. Genneia Desarrollos S.A. Nor Aldyl San Lorenzo S.A.(2) Nor Aldyl Bragado S.A.(2) MyC Energía S.A. Genneia Vientos Argentinos S.A. Genneia Vientos Sudoeste S.A. Genneia Vientos del Sur S.A. Patagonia Wind Energy S.A.	Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias	$ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1	22.000 2.128 49.612 981 496 200 273.222 5.978 43.786 2.185	140 1 475 - - 1 1.138 1.587 861 7		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. Producción de energía eléctrica y su comercialización. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización, construcción de gasoductos y redes. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización, construcción de gasoductos y redes. Generación, producción, desarrollo y comercialización de energías. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización.	Talcahuano 778 - 1° Piso - C.A.B.A. Piedrabuena 237 - Trelew -Chubut. Av. Leando N. Alem 928 Piso 7° - C.A.B.A Talcahuano 778 - 1° Piso - C.A.B.A. Talcahuano 778 - 1° Piso - C.A.B.A. Av. Leando N. Alem 928 Piso 7° - C.A.B.A Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Roca 756 - Ciudad de Rawson - Chubut				147 1 535 - - - 1.301 1.618 892 3	100% 95% 99,44% 98,07% 99,29% 95% 99% 99% 99% 95%	98 2 1.078 - - - 805 1.144 612 3

Firmado a efectos de su identificación con Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13 Diego Serrano Redonnet Guillermo D. Cohen Por Comisión Fiscalizadora Socio Cesar Rossi Abogado U.C.A. Contador Público U.B.A. Director titular y autorizado C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115 C.P.C.E.P.B.A. T° 159 - F° 77 Legajo N° 41287/2

Anexo C

GENNEIA S.A.

GENNEIA S.A.
Denominación y emisor						2019							2018
	Caract	erísticas de lo	s valores	Valor registrado	Costo 725 - 52 52 79 373 524 349 2.694		Información s	obre el ente em	isor				Valor registrado
						Actividad principal	Domicilio legal		Últimos estad	os contables
	Clase	Valor nominal	Cantidad (en miles)					Fecha 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019	Capital Social 119 - 13 13 13 633 252 170	Resultados 664 (20) 10 44 132 510 (70) (7)	Patrimonio neto	Participación sobre capital social(1)
Sociedades controladas: Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Genneia La Florida S.A.(3) Ullum I Solar S.A. Ullum II Solar S.A. Ullum III Solar S.A. Sociedades bajo control conjunto: Vientos de Necochea S.A. Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A.	Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias Ordinarias	$ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1 $ 1	24.528 25 12.636 12.636 12.798 316.414 128.619 86.854	2.510 (83) 129 166 234 774 1.489 852		Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Producción y desarrollo de energías renovables y su comercialización. Generación, producción, comercialización y abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables eólicas, a traves del Parque Eólico de Necochea. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables. Construcción, financiación, puesta en marcha, operación y mantenimineto de central de energías renovables.	Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Calle 46 N° 561 - La Plata Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A. Lavalle 190 - 6° Piso - “L” C.A.B.A.				1.452 (23) 172 210 278 1.549 2.920 1.671	100% 95% 100% 100% 100% 50% 51% 51%	1.588 (16) 171 178 245 424 (5) (17)
				10.281									6.310

(1) La Sociedad posee un 100% de participación por medio de sus participaciones directas e indirectas, excepto por la sociedad Vientos de Necochea donde posee el 50% y por las sociedades Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. donde posee el 51%.

(2) Las sociedades Nor Aldyl San Lorenzo S.A. y Nor Aldyl Bragado S.A. se encuentran en proceso de liquidación y disolución al 31 de diciembre de 2019.

(3) La Sociedad ha clasificado la inversión en Genneia La Florida S.A. dentro del rubro otros pasivos corrientes.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.P.B.A. T° 1 - F° 13 Leg. N° 13

Diego Serrano Redonnet Guillermo D. Cohen Por Comisión Fiscalizadora Socio 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

Anexo H

GENNEIA S.A.

ESTADO DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE 2019 Y 2018

INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL A RT. 64, INC. I.b) DE LA LEY N° 19.550

(expresados en millones 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 Depreciación de intangibles Diversos Total 2019 Total 2018	Por el ejercicio finalizado el
	31-Dic-2019 31-Dic-2018
	Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales Costos operativos por gerenciamiento Gastos de administración Gastos de comercialización Total Total
	32 162 105 345 25 669 388 10 43 26 52 5 136 82 222 23 111 89 - 445 250 - - - 34 - 34 20 - - - 13 - 13 68 - 1 10 21 - 32 16 2 11 5 13 1 32 20 27 89 - 7 - 123 69 - 39 - 16 - 55 10 4 18 - 1 65 88 41 - - - - - - 72 22 74 13 30 - 139 107 4 10 11 - - 25 9 716 1.495 - 60 - 2.271 1.331 4 - - - - 4 - 14 23 2 57 - 96 36
	1.057 1.988 283 738 96 4.162 365 1.408 59 636 51 2.519

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi

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

Director titular y autorizado

Informe de la Comisión Fiscalizadora

A los señores Accionistas de

GENNEIA S.A.

De nuestra consideración:

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 individual de GENNEIA S.A. al 31 de diciembre de 2019, los correspondientes estados individuales de resultados integrales, de cambios en el patrimonio neto y de flujos de efectivo por el ejercicio económico finalizado en dicha fecha. Dichos documentos son responsabilidad del Directorio de la Sociedad en ejercicio de sus funciones exclusivas. Nuestra responsabilidad es emitir una opinión sobre dichos documentos basados en el trabajo mencionado en el párrafo siguiente.
Nuestro trabajo sobre los estados contables individuales 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 5 de marzo de 2020, 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.
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 individual de GENNEIA S.A. al 31 de diciembre de 2019, 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.
Como parte de nuestro trabajo, cuyo alcance se describe en el segundo párrafo, hemos revisado la Información adicional a las notas de los estados contables individuales requerida por el Artículo N° 12 del Capítulo III Título IV de las Normas de la Comisión Nacional de Valores (N.T. 2013), preparada por el Directorio y sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones significativas que formular.
Informamos, además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes que:
a) Los estados contables adjuntos y el correspondiente inventario se encuentran pendientes de transcripción a libros rubricados.
b) Hemos revisado la Memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

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.
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.
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, 5 de marzo de 2020.

Por Comisión Fiscalizadora

Diego Serrano Redonnet

Por Comisión Fiscalizadora Abogado U.C.A

C.P.A.C.F. T° 43 - F° 115

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GENNEIA S.A.

ESTADOS CONTABLES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 INFORMACION ADICIONAL A LAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES ART. Nº 12 DEL CAPÍTULO III TÍTULO IV DE LAS NORMAS DE LA COMISIÓN NACIONAL DE VALORES (N.T. 2013)

(cifras en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa)

Cuestiones generales sobre la actividad de la Sociedad:

Atento a la actividad e inversiones que realiza la Sociedad, la misma no se encuentra alcanzada por regímenes jurídicos específicos y significativos que podrían implicar decaimientos o renacimientos contingentes de beneficios previstos por los mismos.
No existen modificaciones significativas en las actividades de la Sociedad u otras circunstancias que afecten significativamente la comparabilidad de los estados contables individuales al 31 de diciembre de 2019.
3.a. Los créditos y deudas de plazo vencido son los siguientes:

Vencidos hasta tres meses Vencidos de tres a seis meses Vencidos de seis a nueve meses Vencidos de nueve a doce meses Vencidos de uno a dos años Vencidos de dos a tres años Vencidos de tres a cuatro años Vencidos de cuatro a cinco años Vencidos de cinco a seis años Vencidos de seis a siete años Vencidos de siete a ocho años	Créditos 712 94 119 103 162 172 57 139 30 13 30 1.631	Deudas
		2.793 27 13 - 7 81 140 80 304 1.205 953
		5.603

3.b. Al 31 de diciembre de 2019 no existen créditos ni deudas sin plazo establecido.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

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3.c. Los créditos y las deudas a vencer son los siguientes:

Corriente Créditos Deudas 3.080 4.437 5 1.022 3 575 1.243 4.253 - - - - - - - - - - - - - - 4.331 10.287	No Corriente	No Corriente
Créditos 3.080 5 3 1.243 - - - - - - - 4.331	Créditos - - - - 1.257 30 2 2 2 2 7.042 8.337	Deudas
		- - - - 1.209 33.768 - - - - -
		34.977

(1) A vencer a razón de aproximadamente 1.523 por año hasta el año 2042.

Adicionalmente, la Sociedad posee un pasivo diferido neto de 2.899

4.a. Al 31 de diciembre de 2019 la Sociedad no posee créditos o deudas en especie.

Los créditos y deudas denominados en moneda nacional y en moneda distinta del peso son los siguientes:

Créditos corrientes Créditos no corrientes Deudas corrientes Deudas no corrientes:	Importes en pesos 2.124 1.905 2.062 -	Moneda distinta del peso	Moneda distinta del peso
		Clase y monto de la moneda extranjera (en miles) USD 59.653 USD 111.818 USD 230.394 USD 584.032	Cambio vigente en pesos al 31-12-2019 59,89 59,89 59,89 59,89	Valor en libros al 31-12-2019
				3.573 6.697 13.798 34.977

4.b. La Sociedad no posee créditos o deudas significativas sujetas a cláusulas de ajuste.
4.c. Los saldos de créditos y deudas que devengan y no devengan intereses son los siguientes:

Créditos corrientes Créditos no corrientes Deudas corrientes Deudas no corrientes	Devengan Intereses 6 1.156 7.963 34.560	No devengan intereses
		5.691 7.446 7.927 417

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

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En el Anexo C a los estados contables individuales se expone el porcentaje de participación en sociedades del Art. 33 de la Ley Nº 19.550. Adicionalmente, en la Nota 6 a los estados contables individuales se exponen los saldos deudores y acreedores con partes relacionadas, y se clasifican de la siguiente forma:

Corriente Créditos Deudas - - 109 10 44 1 92 12 18 - 30 2 - 81 - - 1 75 294 181 748 810 - - - - 527 101 - - - - - - 1.275 911 1.569 1.092	No Corriente	No Corriente
Créditos - 109 44 92 18 30 - - 1 294 748 - - 527 - - - 1.275 1.569	Créditos - - - - - - - - - - - - - - - 7.008 - 7.008 7.008	Deudas
		- - - - - - - - -
		-
		- - - - - - 3.658
		3.658
		3.658

Los saldos de créditos y deudas con sociedades relacionadas que devengan y no devengan intereses son los siguientes:

Créditos corrientes Créditos no corrientes Deudas corrientes Deudas no corrientes	Devengan Intereses - 913 - -	No devengan Intereses
		1.569 6.095 1.092 3.658

Al 31 de diciembre de 2019 no existen créditos ni deudas sin plazo establecido.

No existen, ni existieron durante el ejercicio, créditos por ventas o préstamos significativos con directores, síndicos o sus parientes hasta el segundo grado inclusive.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

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Inventario físico de los bienes de cambio:

Dada la naturaleza de la actividad, las existencias de bienes de cambio (inventarios) se controlan mediante recuentos selectivos que se realizan de acuerdo a la movilización e importancia económica de los distintos componentes que conforman el rubro, con una periodicidad anual. Con base en las evaluaciones llevadas a cabo por el Directorio de la Sociedad, al 31 de diciembre de 2019 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.

Valores corrientes:

No hay bienes de uso valuados a su valor corriente. Existen inversiones, créditos y deudas valuados a valores corrientes según se explica en la Nota 3 a los estados contables individuales al 31 de diciembre de 2019.

Bienes de uso:

No existen bienes de uso revaluados técnicamente.
No existen bienes de uso sin usar por ser obsoletos, por tener lenta rotación o por haberse desafectado de la operación.

Participaciones en otras sociedades:

No existen participaciones en otras sociedades en exceso de lo admitido por el Art. 31 de la Ley Nº 19.550.

Valores recuperables:

Bienes de cambio: los valores recuperables de los bienes de cambio considerados individualmente se determinan teniendo en cuenta el menor entre el costo y el valor neto de realización.

Bienes de uso, activos en concesión y otros activos: al cierre del ejercicio, la Sociedad revisa el valor contable de los mismos para determinar si hay algún indicio de que estos activos pudieran estar deteriorados. Para estos bienes, si existe algún indicio de deterioro, y para los activos intangibles 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.

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

El valor recuperable es el mayor entre el valor neto de realización y su valor de uso.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

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Seguros:

A continuación, se exponen los seguros que cubren los bienes tangibles significativos:

Bienes cubiertos Riesgo cubierto Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en la generación de energía eléctrica de fuentes convencionales. Todo riesgo operativo Equipamiento y demás activo fijo en general, utilizado en la generación de energía eléctrica de fuentes renovables. Todo riesgo operativo Obras en curso Todo riesgo construcción y montaje	Monto cubierto(1) 480 466 32	Valor contable 9.022 29.077 506

(1) Cifras expresadas en millones de dólares estadounidenses.

Contingencias positivas y negativas:

Para el cálculo de las provisiones para juicios y contingencias respectivas se han considerado la totalidad de los elementos de juicio disponibles y el grado de probabilidad de ocurrencia de las cuestiones cubiertas por las mismas. La evaluación de las probabilidades de pérdida está basada en la opinión de los asesores legales de la Sociedad y su Dirección.
En la Nota 11 a los estados contables individuales al 31 de diciembre de 2019, se incluyen, entre otras cuestiones, las situaciones contingentes no contabilizadas que pudieran tener cierto grado de significación presente o futuro, junto con las razones que motivaron su falta de contabilización.

Adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones:

Al 31 de diciembre de 2019, no existen adelantos irrevocables a cuenta de futuras suscripciones.
No existen acciones preferidas emitidas.
En la Nota 3.20 a los estados contables individuales al 31 de diciembre de 2019, se exponen las condiciones, circunstancias y plazos para las restricciones a la distribución de los resultados no asignados.

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020

Firmado a efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 5 - MARZO - 2020 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

Cesar Rossi Director titular y autorizado

GENNEIA S.A.

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y COMPARATIVOS

RATIFICACIÓN DE FIRMAS LITOGRAFIADAS

Por la presente ratificamos las firmas que obran litografiadas en las hojas que anteceden desde la página Nº 1 hasta la página Nº 78.

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

Diego Serrano Redonnet Guillermo D. Cohen Cesar Rossi 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

AI assistant

GENNEIA S.A. — Audit Report / Information 2019

68552_rns_2020-03-09_5135b1d6-57df-46df-ade8-f5c10fd454f1.pdf

GENNEIA S.A.

INFORME DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES

GENNEIA S.A.

Informe sobre los estados contables individuales

1. Identificación de los estados contables objeto de la auditoría

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

Guillermo D. Cohen

3. Responsabilidad de los auditores

4. Opinión

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

Guillermo D. Cohen

GENNEIA S.A.

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

GENNEIA S.A.

EJERCICIO ECONÓMICO Nº 29

INICIADO EL 1 DE ENERO DE 2019

ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

Composición del capital al 31 de diciembre de 2019 (Nota 8)

GENNEIA S.A.

BALANCES GENERALES INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO NETO INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

GENNEIA S.A.

ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO INDIVIDUALES

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

GENNEIA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2019 Y 2018

NOTA 1 - ACTIVIDAD DE LA SOCIEDAD

Unidad de negocios – Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Convencionales

Centrales Térmicas: Finalización del plazo contractual

Venta Central Térmica de Pinamar

Unidad de Negocios – Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables

Parque Eólico Puerto Madryn I y Puerto Madryn II

Parque Eólico Villalonga I

Parque Eólico Villalonga II

Parque Eólico Pomona I

Parque Eólico Pomona II

Parque Eólico Chubut Norte I

Proyecto Parque Eólico Chubut Norte III y IV

Nuevos contratos con privados

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

NOTA 2 - BASES DE PREPARACIÓN DE LOS ESTADOS CONTABLES INDIVIDUALES

2.2. Normas contables aplicadas

2.3. Normas e Interpretaciones emitidas

2.3.1. Nuevos estándares emitidos adoptados por la Sociedad e impacto de la adopción

2.3.2. Estándares, interpretaciones o modificaciones emitidas no adoptados a la fecha

2.4. Inversiones en entidades controladas

2.5. Inversiones en negocios conjuntos

2.6. Estacionalidad de las operaciones

NOTA 3 – RESUMEN DE LAS PRINCIPALES POLÍTICAS CONTABLES

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

3.2. Moneda extranjera

3.3. Instrumentos financieros

3.4. Activos financieros

• Activos financieros a costo amortizado

3.4.1. Efectivo y equivalentes de efectivo

3.4.2. Método de interés efectivo

3.4.3. Deterioro de activos financieros

3.4.4. Baja de activos financieros

3.5. Inventarios

3.6. Valor llave

3.7. Bienes de uso

3.8. Activos en concesión - Contratos de concesión de servicios

3.9. Activos intangibles

3.10. Deterioro de activos tangibles e intangibles no corrientes que no sean valor llave

3.11. Pasivos

3.12. Pasivos financieros

3.13. Otros pasivos

3.14. Previsiones

3.15. Reconocimiento de ingresos

Las principales actividades de ingresos son las siguientes:

Generación de energía eléctrica a partir de fuentes convencionales:

Generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables:

Comercialización y capacidad de transporte de gas natural y electricidad :

3.16. Arrendamientos

GENNEIA S.A. Audit Report / Information 2019