GENNEIA S.A. - Capital/Financing Update 2015

GENNEIA S.A.

Programa global para la emisión de Obligaciones Negociables simples (no convertibles en acciones) a corto, mediano o largo plazo por un monto máximo de hasta U$S 400.000.000 (o su equivalente en otras monedas)

El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa global de Genneia S.A. (“Genneia”, la “Emisora”, la “Compañía” o la “Sociedad”) para la emisión y re-emisión de obligaciones negociables simples no convertibles en acciones a corto, mediano o largo plazo, con o sin garantías, subordinadas o no (el “Programa”, y las obligaciones negociables emitidas bajo el mismo, los “Títulos”, las “Obligaciones Negociables” o las “ONs”), por hasta un monto máximo en circulación en cualquier momento de hasta U$S 400.000.000 (dólares estadounidenses cuatrocientos millones) o su equivalente en otras monedas, determinado al momento de emitirse cada Clase y/o Serie. Este Prospecto deberá leerse conjuntamente con los estados contables aplicables al presente y el correspondiente Suplemento de Precio (según se define más adelante).

El monto, denominación, moneda, precio de emisión, fechas de amortización y vencimiento e intereses, si los hubiera, y garantías, si las hubiera, junto con los demás términos y condiciones aplicables a cualquier Clase y/o Serie de Títulos, se detallarán en un suplemento de precio preparado en relación a dicha Clase y/o Serie de Títulos (cada uno, un “Suplemento de Precio”), el cual complementará los términos y condiciones de los Títulos descriptos en la sección “9. De la Oferta y Listado. Términos y Condiciones de los Títulos” del Prospecto.

La oferta pública de los Títulos emitidos bajo el Programa ha sido autorizada por Resolución N° 15.987 de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) de fecha 25 de septiembre de 2008, y el aumento del monto y extensión del plazo del Programa han sido autorizados por Resolución N° 17.245 de la CNV de fecha 12 de diciembre de 2013. Estas autorizaciones sólo significan que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del Directorio, y en lo que les atañe, de la Comisión Fiscalizadora y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados contables que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley N° 26.831. El Directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene a la fecha de su publicación información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Sociedad y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la presente emisión, conforme las normas vigentes.

Podremos solicitar la admisión de las obligaciones negociables de una o más clases o series al régimen de listado de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para la negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y para su listado y negociación en el Mercado de Valores de Buenos Aires S.A. (el “MERVAL”) y el Mercado Abierto Electrónico S.A. (“MAE”). No podremos garantizar, no obstante, que estas solicitudes serán aceptadas. Podrán emitirse obligaciones negociables en el marco de este Programa que no listarán en mercados, según se indique en cada Suplemento de Precio. El Suplemento de Precio aplicable a una clase o serie de obligaciones negociables especificará si las obligaciones negociables de esa clase o serie listarán en la Bolsa de Valores de Luxemburgo para su negociación en el mercado Euro MTF, en el MERVAL, en el MAE, o en cualquier otro mercado de valores.

La inversión en las obligaciones negociables implica riesgos significativos. Véase el capítulo “3. Información Clave sobre la emisora –e) Factores de Riesgo” en el presente prospecto. El respectivo suplemento de precio de cualquier clase o serie de obligaciones negociables podrá detallar otros riesgos que deberán ser considerados al realizar la inversión.

El Programa no cuenta con calificación de riesgo. La Sociedad podrá calificar una o más Clases y/o Series de Títulos a emitirse bajo el Programa, con una o dos calificaciones, conforme lo determine en cada oportunidad el Directorio y se indique en el respectivo Suplemento de Precio.

Originariamente el Programa tenía una duración de 5 (cinco) años contados a partir de la fecha de la primera emisión de Obligaciones Negociables que se realizara bajo el Programa, conforme lo previsto en la Resolución N° 15.987 de la CNV de fecha 25 de septiembre de 2008 que autorizó la oferta pública del Programa. Por Disposición N° 1.716 del 11 de julio de 2012, la Gerencia de Emisoras de la CNV dispuso transferir la autorización de oferta pública otorgada a Emgasud S.A. a Genneia S.A., en virtud del cambio de denominación social resuelto por Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de Emgasud S.A. celebrada el 23 de marzo de 2012. La CNV dispuso mediante Resolución N° 17.245 de fecha 12 de diciembre de 2013 prorrogar la vigencia del plazo del Programa por 5 (cinco) años contados a partir de la fecha de dicha resolución y ampliar su monto hasta U$S 400.000.000 (dólares estadounidenses cuatrocientos millones) o su equivalente en otras monedas. Los Títulos se emitirán con una amortización de entre un mínimo de 7 (siete) días y un máximo de 30 (treinta) años o aquellos otros plazos mínimos o máximos que resulten imperativos bajo las normas en vigencia al momento de la emisión de una Clase y/o Serie de ONs. Los Títulos podrán emitirse a la par o bajo o sobre la par, devengando interés a tasa fija, tasa flotante, con descuento o sin devengar intereses. Ver la sección “2. Resumen de los Términos y Condiciones de los Títulos” y “9. De la Oferta y Negociación. Términos y Condiciones de los Títulos”.

La creación y términos y condiciones del Programa ha sido autorizada por la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad de fecha 2 de julio del 2008, y por reunión de Directorio de la Sociedad de fecha 3 de julio de 2008. El aumento del monto y extensión del plazo del Programa han sido decididos por Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas de fecha 17 de abril de 2013. La actualización del Prospecto del Programa ha sido autorizada por reunión de Directorio de la Sociedad de fecha 13 de mayo de 2015.

Los Títulos constituirán obligaciones negociables bajo los términos de la Ley N° 23.576 y sus modificatorias y reglamentarias (la “Ley de Obligaciones Negociables”), y se emitirán y colocarán de conformidad con, y cumpliendo, todos los requisitos de dicha ley, la ley de mercado de capitales N° 26.831 (la “Ley de Mercado de Capitales”), su Decreto Reglamentario N° 1023/13 y el texto ordenado de las normas de la CNV, de conformidad con la Resolución N° 622/13 (las “Normas de la CNV”), así como de cualquier otra ley y reglamentación argentina aplicable, y estarán sujetas a los requisitos de procedimientos establecidos en dichas normas.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar la totalidad de la información contenida en este Prospecto y en los Suplementos de Precio correspondientes (incluyendo sin limitación lo expuesto bajo los capítulos “2. Resumen de los Términos y Condiciones de los Títulos”, “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo” e “4. Información sobre la Sociedad-Litigios”).

Podrán solicitarse copias del Prospecto y estados contables de la Sociedad referidos en el Prospecto, así como, eventualmente, los Suplementos de Precio, en la sede social de la Sociedad sita en Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires (C1001AAR), Argentina, en días hábiles en el horario de 10 a 18 hs, teléfono/fax 00 54 (0) 232 0 657 200. Asimismo, el Prospecto definitivo estará disponible en www.cnv.gob.ar, y se publicará en forma reducida en el Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires (en uso de las facultades delegadas por el Mercado de Valores de Buenos Aires S.A. en virtud del inciso d), artículo 32 de la Ley 26.831 de Mercado de Capitales) y www.bolsar.com.

La fecha del Prospecto es 21 de julio de 2015

ÍNDICE

Pág.


1.	DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN	10
2.	RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LOS TÍTULOS	20
3.	INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA SOCIEDAD	24
4.	INFORMACIÓN SOBRE LA SOCIEDAD.	49
5.	RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA	83
6.	ADMINISTRACIÓN. DIRECTORES, GERENCIA Y EMPLEADOS	140
7.	ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS	148
8.	PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN CONTABLE Y OTRA INFORMACIÓN	163
9.	DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN. TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LOS TÍTULOS	165
10.	INFORMACIÓN ADICIONAL	172

DOCUMENTOS A DISPOSICIÓN Y OTROS INCORPORADOS POR REFERENCIA

La siguiente documentación se considerará incorporada por referencia y parte del presente Prospecto:

Los estados contables auditados de la Sociedad correspondientes a los últimos tres (3) ejercicios anuales cerrados el 31 de diciembre de 2014, el 31 de diciembre de 2013 y el 31 de diciembre de 2012, tal como fueron presentados ante la CNV, junto con los correspondientes informes de la Comisión Fiscalizadora y los informes de los auditores independientes emitidos por Deloitte & Co. S.A. (“Deloitte”);
Todas las adendas al presente Prospecto que sean preparadas periódicamente por la Sociedad;
Con respecto a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en particular, el respectivo Suplemento de Precio preparado en relación con dicha Clase y/o Serie; y
Todo otro documento a ser incorporado por referencia en cualquier Suplemento de Precio.

A los efectos del presente Prospecto, cualquier declaración contenida en el presente o en cualquier documento incorporado en el presente por referencia, se verá modificada o reemplazada por aquellas declaraciones incluidas en cualquier documento posterior incorporado en el presente Prospecto por referencia, en la medida en que así la modifique o reemplace.

A solicitud escrita o verbal de cualquier persona que hubiera recibido un ejemplar del presente Prospecto, se le suministrarán copias, sin cargo alguno, de todos los documentos incorporados en el presente por referencia (excluyendo sus anexos, salvo en caso de que estuvieran incluidos específicamente en dichos documentos por referencia). Las solicitudes de dicha documentación podrán dirigirse a la Sociedad.

ADVERTENCIA

CONFORME CON LO ESTABLECIDO EN LOS ARTÍCULOS 119 Y 120 DE LA LEY DE MERCADO DE CAPITALES, LOS EMISORES DE VALORES NEGOCIABLES CON OFERTA PÚBLICA, JUNTO CON LOS INTEGRANTES DE LOS ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN Y DE FISCALIZACIÓN (ESTOS ÚLTIMOS EN MATERIA DE SU COMPETENCIA), Y EN SU CASO LOS OFERENTES DE LOS VALORES NEGOCIABLES CON RELACIÓN A LA INFORMACIÓN VINCULADA A LOS MISMOS, Y LAS PERSONAS QUE FIRMEN EL PROSPECTO DE UNA EMISIÓN DE VALORES NEGOCIABLES CON OFERTA PÚBLICA, SERÁN RESPONSABLES DE TODA LA INFORMACIÓN INCLUIDA EN LOS PROSPECTOS POR ELLOS REGISTRADOS ANTE LA COMISIÓN NACIONAL DE VALORES. LAS ENTIDADES Y AGENTES INTERMEDIARIOS EN EL MERCADO QUE PARTICIPEN COMO ORGANIZADORES, O COLOCADORES EN UNA OFERTA PÚBLICA DE VENTA O COMPRA DE VALORES DEBERÁN REVISAR DILIGENTEMENTE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN LOS PROSPECTOS DE LA OFERTA. LOS EXPERTOS O TERCEROS QUE OPINEN SOBRE CIERTAS PARTES DEL PROSPECTO SÓLO SERÁN RESPONSABLES POR LA PARTE DE DICHA INFORMACIÓN SOBRE LA QUE HAN EMITIDO OPINIÓN.

LOS DIRECTORES Y SÍNDICOS DE LA EMISORA SON ILIMITADA Y SOLIDARIAMENTE RESPONSABLES POR LOS PERJUICIOS QUE LA VIOLACIÓN DE LAS DISPOSICIONES DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES PRODUZCA A LOS OBLIGACIONISTAS, ELLO ATENTO LO DISPUESTO EN EL ARTÍCULO 34 DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES.

NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Sociedad, en los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, y en los beneficios y riesgos involucrados. El contenido de este Prospecto y/o de los Suplementos de Precio correspondientes no debe ser interpretado como asesoramiento legal, comercial, financiero, impositivo, cambiario y/o de otro tipo. El público inversor deberá consultar con sus propios asesores respecto de los aspectos legales, comerciales, financieros, impositivos, cambiarios y/o de otro tipo relacionados con su inversión en las Obligaciones Negociables.

No se ha autorizado a ningún organizador, agente colocador y/o a cualquier otra persona a brindar información y/o efectuar declaraciones respecto de la Emisora y/o de las Obligaciones Negociables que no estén contenidas en el presente Prospecto y/o en los Suplementos de Precio correspondientes, y, si se brindara y/o efectuara dicha información y/o declaraciones, las mismas no podrán ser consideradas autorizadas y/o consentidas por la Emisora y/o los correspondientes organizadores o agentes colocadores.

En caso que la Sociedad se encontrara sujeta a procesos judiciales de quiebra, concursos preventivos, acuerdos preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables) y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Serie, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Concursos y Quiebras N° 24.522 y sus modificatorias (la “Ley de Quiebras”), y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales.

Ni este Prospecto ni los Suplementos de Precio correspondientes constituirán una oferta de venta y/o una invitación a formular ofertas de compra de las Obligaciones Negociables en aquellas jurisdicciones en que la realización de dicha oferta y/o invitación no fuera permitida por las normas vigentes. El público inversor deberá cumplir con todas las normas vigentes en cualquier jurisdicción en que comprara, ofreciera y/o vendiera las Obligaciones Negociables y/o en las que poseyera y/o distribuyera este Prospecto y/o los Suplementos de Precio correspondientes, y deberá obtener los consentimientos, las aprobaciones y/o los permisos para la compra, oferta y/o venta de las Obligaciones Negociables requeridos por las normas vigentes en cualquier jurisdicción a la que se encontraran sujetos y/o en la que realizarán dichas compras, ofertas y/o ventas. Ni la Emisora, ni los correspondientes organizadores o agentes colocadores tendrán responsabilidad alguna por incumplimientos a dichas normas vigentes.

Ni la entrega de este Prospecto y/o de los Suplementos de Precio correspondientes, ni la venta de Obligaciones Negociables en virtud de los mismos, significarán, en ninguna circunstancia, que la información contenida en este Prospecto es correcta en cualquier fecha posterior a la fecha de este Prospecto.

La Sociedad podrá ofrecer Obligaciones Negociables emitidas en el marco de este Programa a través de uno o más colocadores que oportunamente elija (los “Colocadores”), quienes podrán comprar Obligaciones Negociables, en nombre propio, a la Sociedad para su colocación con inversores y otros compradores a precios diversos a los prevalecientes en el mercado, según determine dicho colocador en el momento de la venta o, de acordarlo, a un precio de oferta fijo. Tales Colocadores estarán indicados en el Suplemento de Precio que se utilice.

En relación con la emisión de las Obligaciones Negociables, el o los Colocadores, si los hubiera, y/o cualquier otro intermediario que participe en la colocación de las mismas por cuenta propia o por cuenta de la Sociedad, podrán, de acuerdo a lo que se reglamente en el Suplemento de Precio correspondiente, sobre adjudicar o efectuar operaciones que estabilicen o mantengan el precio de mercado de las Obligaciones Negociables ofrecidas a un nivel por encima del que prevalecería de otro modo en el mercado. Tales operaciones podrán efectuarse en los mercados bursátiles, extrabursátiles o de otro modo de acuerdo a las normas aplicables vigentes. Dicha estabilización, en caso de iniciarse, podrá ser suspendida en cualquier momento y se desarrollará dentro del plazo y en las condiciones que sean descriptas en el Suplemento de Precio correspondiente a cada Clase y/o Serie, todo ello de conformidad con las normas aplicables vigentes.

Al respecto, el artículo 11 de la Sección III del Capítulo IV de las Normas de la CNV establece que las operaciones de estabilización de mercado deberán ajustarse a las siguientes condiciones:

No podrán extenderse más allá de los primeros 30 (treinta) días corridos desde el primer día en el cual se haya iniciado la negociación del valor negociable en el mercado.
El prospecto correspondiente a la oferta pública en cuestión deberá haber incluido una advertencia dirigida a los inversores respecto de la posibilidad de realización de estas operaciones, su duración y condiciones.
No podrán ser realizadas por más de un intermediario de los intervinientes en la colocación y distribución.
Sólo podrán realizarse operaciones de estabilización destinadas a evitar o moderar las bajas en el precio al cual se negocien los valores negociables comprendidos en la oferta inicial en cuestión.
Ninguna operación de estabilización que se realice en el período autorizado podrá efectuarse a precios superiores a aquellos a los que se haya negociado el valor en cuestión en los mercados autorizados, en operaciones entre partes no vinculadas con la distribución y colocación.
Ninguna operación de estabilización podrá realizarse a precios superiores al de la colocación inicial, y
Las entidades autorreguladas deberán individualizar como tales y hacer públicas las operaciones de estabilización, ya fuere en cada operación individual o al finalizar la rueda de operaciones.

En cada Suplemento de Precio, el o los Colocadores deberán indicar si llevarán a cabo operaciones de estabilización.

INFORMACIÓN RELEVANTE

El presente Prospecto contiene información relevante sobre la Compañía y hechos recientes ocurridos en Argentina. La Compañía no ha autorizado a ninguna otra persona a brindar otra información. La situación social, política, económica y legal en Argentina, y el marco regulatorio de las actividades de la Compañía, es susceptible de cambio y no puede preverse de qué modo y hasta qué punto algún cambio futuro en la situación descripta afectará a la Compañía. Todo potencial inversor debe tener presente la incertidumbre con respecto a la futura operatoria y situación financiera de la Compañía, así como los importantes riesgos relacionados con la inversión. Ver la sección “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo”.

En el presente Prospecto, la Compañía utiliza los términos “Genneia”, la “Sociedad”, la “Compañía”, la “Emisora”, “nosotros” y “nuestro” para referirse a Genneia S.A., antes denominada “Emgasud S.A.”. El término “Argentina” se refiere a la República Argentina. El término “Gobierno Nacional” o “Estado Nacional” se refiere al Gobierno de la Nación Argentina, el término “Banco Central” o “BCRA” se refiere al Banco Central de la República Argentina, el término “MERVAL” se refiere al Mercado de Valores de Buenos Aires S.A., el término “CNV” se refiere a la Comisión Nacional de Valores y el término “Banco Nación” se refiere al Banco de la Nación Argentina. La Compañía también utiliza en este Prospecto diversos términos y abreviaturas específicas de la industria del gas y eléctrica de Argentina.

El presente Prospecto ha sido confeccionado exclusivamente para ser utilizado en relación con el Programa. Cualquier consulta o requerimiento de información adicional con respecto al presente Prospecto o a las operaciones aquí contempladas, deberá dirigirse a la Compañía, al domicilio y teléfonos indicados en la contratapa.

La información contenida en este Prospecto con respecto a la situación política, legal y económica de Argentina ha sido obtenida de fuentes gubernamentales y otras fuentes públicas. La Compañía y su Directorio sólo serán responsables por la obtención de dicha información de manera precisa. No podrá considerarse que la información contenida en el presente Prospecto constituya una promesa o garantía, ya sea con respecto al pasado o al futuro. El Prospecto contiene resúmenes con respecto a términos de ciertos documentos propios que la Compañía considera precisos. Copias de dichos documentos serán puestas a disposición del inversor, si así lo solicitara, para completar la información resumida en el presente. Dichos resúmenes se encuentran condicionados en su totalidad a dichas referencias.

El contenido del presente Prospecto no deberá interpretarse como asesoramiento legal, impositivo, cambiario o de inversión. Todo potencial inversor deberá consultar a sus propios abogados, contadores y demás asesores con respecto a cualquier aspecto jurídico, impositivo, comercial y/o financiero relacionado con el Programa, incluyendo las características de los Títulos.

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

El presente Prospecto incluye declaraciones sobre hechos futuros, principalmente en los capítulos titulados: “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo”, “5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”, e “4. Información sobre la Sociedad”. La Compañía se ha basado ampliamente en estas declaraciones para manifestar su entendimiento, expectativa y proyecciones sobre hechos futuros y las tendencias financieras que afectan su negocio. Las declaraciones sobre hechos futuros también podrán identificarse por términos tales como “entiende”, “prevé”, “estima”, “proyecta”, “intenta”, “espera”, “procura”, “futuro” o términos similares. Muchos factores importantes, además de los tratados en este Prospecto, podrían ocasionar que los resultados reales, negocios y proyectos de la Compañía sean sustancialmente diferentes a los expresados o implícitos en sus declaraciones sobre hechos futuros, entre otros:

incertidumbre respecto de las condiciones generales políticas, económicas y sociales en Argentina;
las fluctuaciones en las tasas de inflación y en los tipos de cambio, incluyendo una devaluación del peso;
la capacidad de obtener beneficios de las adquisiciones de la Sociedad y gastos de capital;
planes y perspectivas en relación a nuestro negocio;
futuros ingresos provenientes de la explotación, ingresos netos (pérdidas), posición financiera, flujo corriente de fondos, dividendos, inversiones de capital, estructura del capital u otros ítems o ratios financieros;
futuro crecimiento y desarrollo de la industria energética;
previsión en relación al recurso del viento y a otros recursos de energías renovables;
imprevistas reducciones de la demanda de los servicios y actividades atendidos por la Compañía y la capacidad de sus clientes de pagar por la prestación de sus servicios;
las condiciones generales políticas, económicas, sociales, demográficas y comerciales en Argentina y en particular, los mercados geográficos en los que opera la Compañía;
la crisis mundial financiera y su impacto en la restricción de liquidez y el acceso al capital;
la incertidumbre respecto a una futura intervención estatal;
los cambios en el marco regulatorio eléctrico;
el impacto de los cambios en el ambiente regulatorio en el cual opera la Sociedad;
el impacto de la legislación de emergencia adoptada por el Gobierno Argentino, que resultó en la modificación a la Ley N° 23.928 (“Ley de Convertibilidad”) y sucesivas normas y disposiciones adoptadas por el Gobierno Argentino;
restricciones a la capacidad de cambiar pesos argentinos en moneda extranjera o transferir fondos a o fuera de la Argentina;
riesgo de múltiples tipos de cambio;
el impacto de ciertas acciones iniciadas por terceras partes, incluyendo autoridades judiciales y gubernamentales;
el resultado de ciertos procedimientos judiciales iniciados por o contra la Sociedad;
la revocación o modificación de cualquier autorización otorgada por la autoridad de aplicación;
las expectativas de la Sociedad sobre las Obligaciones Negociables;
la precisión de las presunciones y estimaciones de la Sociedad con respecto al recurso eólico, la velocidad del viento y los factores de carga disponibles en los parques eólicos de la Sociedad;
las expectativas de la Sociedad acerca del destino de los fondos obtenidos de las Obligaciones Negociables para refinanciar parte de su deuda pendiente; y
otros temas identificados en la sección “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo”.

Los resultados reales de la Sociedad pueden diferir materialmente de los resultados discutidos en estas declaraciones sobre hechos futuros debido a que estas declaraciones, por su naturaleza, incluyen estimaciones, suposiciones e incertidumbres. Las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este Prospecto se refieren sólo a la fecha de este Prospecto, y la Sociedad no asume ninguna obligación de actualizar ninguna declaración sobre hecho futuro o cualquier otra información que refleje eventos o circunstancias que ocurran después de la fecha del presente Prospecto o reflejen la ocurrencia de eventos no previstos.

Proyecciones

Las proyecciones financieras o de otro tipo contenidas en el presente Prospecto o en cualquier Suplemento de Precio (las “Proyecciones”), se encuentran basadas sobre un número de presuposiciones y estimaciones que, si bien presentadas con especificidad numérica y consideradas en su conjunto razonables por la Emisora, inherentemente se encuentran sujetas a incertidumbres, contingencias y riesgos de negocios, económicos, competitivos, regulatorios y operativos significativos, muchos de los cuales se encuentran fuera del control de la Compañía. Es probable que una o más de las presuposiciones y estimaciones subyacentes a las Proyecciones se puedan ver afectadas por eventos y circunstancias que no pueden ser previstos, impedidos ni controlados por la Compañía, como así tampoco la Compañía puede determinar el efecto relativo que tales variaciones puedan tener respecto de las presuposiciones y estimaciones realizadas por la Compañía en la preparación de las Proyecciones, por lo que los resultados pueden variar sustancialmente respecto de dichas Proyecciones. Consecuentemente, el presente Prospecto o cualquier Suplemento de Precio no debe ser considerado como una declaración y garantía de la Emisora, del organizador, agentes colocadores o de ninguna otra persona acerca de que las Proyecciones serán alcanzadas efectivamente. Los potenciales adquirentes de los Títulos no deberían basar una decisión de inversión en las Proyecciones. Las Proyecciones se encontrarán a disposición de los interesados en el domicilio social de la Emisora y por lo tanto se considerarán incorporadas por referencia al presente Prospecto o en cualquier Suplemento de Precio, según corresponda.

Las Proyecciones, ya sea en el presente Prospecto o en cualquier Suplemento de Precio, se entenderán efectuadas a la fecha de su respectiva realización, y la Emisora no actualizará ni revisará, ni asume un compromiso de actualizar o de otro modo revisar las Proyecciones para reflejar eventos o circunstancias posteriores, aún cuando cualquiera de dichos eventos o circunstancias implique que una o más de las presuposiciones y estimaciones subyacentes a las Proyecciones se transformen en incorrectas. Los auditores independientes de la Emisora no han preparado o auditado las Proyecciones, y por lo tanto, no expresan opinión o asumen responsabilidad por las Proyecciones. Las Proyecciones deben ser leídas junto con la sección “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo” del presente Prospecto.

1. DATOS SOBRE DIRECTORES, GERENCIA, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

Directorio y Gerentes

El número actual de directores consiste en 6 (seis) miembros titulares y 6 (seis) miembros suplentes. Los Directores son electos por la Asamblea de Accionistas por el término de un ejercicio anual, pero deben ejercer su cargo hasta la próxima asamblea de accionistas en la que sean designados los nuevos Directores. La actual composición del Directorio fue aprobada en la Asamblea de Accionistas celebrada el 15 de abril de 2015, los que ejercerán sus cargos hasta la efectiva asamblea de accionistas que considere los estados contables cerrados al 31 de diciembre de 2015. La Clase A de acciones tiene derecho a designar 3 (tres) directores titulares e igual número de suplentes del Directorio, y la Clase B de acciones tiene derecho, a designar 3 (tres) directores titulares e igual número de suplentes del Directorio.

El Directorio debe reunirse al menos 1 (una) vez cada 3 (tres) meses. También deberán reunirse toda vez que el presidente del Directorio (el “Presidente”) considere pertinente o a instancias de cualquier Director o de alguno de los miembros del Órgano de Fiscalización. El quórum requerido para el Directorio requiere la presencia de al menos 2 (dos) Directores Clase A y 2 (dos) Directores Clase B. Las decisiones del Directorio deben ser adoptadas con el voto afirmativo de al menos 2 (dos) Directores Clase A y 2 (dos) Directores Clase B.

El Directorio a la fecha del presente Prospecto se conforma de la siguiente manera (1) (2)


Nombre y apellido	Fecha de designación	Fecha cierre de ejercicio social en que finalizará su mandato	Clase de Accionistas proponente	Cargo	Carácter
Alejandro Pedro Ivanissevich	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Presidente y Director titular	No independiente
Juan Manuel Arias	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Director titular	No independiente
Jorge De Pablo	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Director titular	No independiente
Cesar Rossi	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Vicepresidente y Director titular	No independiente
Sebastián Sánchez Sarmiento	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Director titular	No independiente
Andreas Ignacio Keller Sarmiento	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Director titular	No independiente
Nicolás Pedro Ivanissevich	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Director suplente	No independiente
María José Sbarbi Osuna	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Director suplente	No independiente
Alejandro Gabriel Hontakly	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Director suplente	No independiente
Delfín Federico Ezequiel Carballo	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Director suplente	No independiente
Baruki Luis Alberto González	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Director suplente	No independiente
Gustavo Viramonte Olmos	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Director suplente	No independiente

Todos los miembros del Directorio de la Sociedad, Directores Titulares y Directores Suplentes, revisten el carácter de “No Independiente” (de conformidad con la Ley de Mercado de Capitales y las Normas de la CNV).
Todos los miembros del Directorio de la Sociedad fueron elegidos en la Asamblea de Accionistas celebrada el 15 de abril de 2015.

A continuación se detallan los antecedentes laborales de cada Director de Genneia y los cargos desempeñados en otras compañías:

- Alejandro Pedro Ivanissevich - Presidente y accionista en forma indirecta a través de Fides Group S.A. de Genneia, Presidente de Fides Group S.A., Enersud, IWS Energy Service S.A., Ingentis II Esquel S.A., Genneia Desarrollos S.A., International New Energies S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., Nor Aldyl Solar S.A., Nor Aldyl S.A., 360 Energy S.A., Energías Sustentables S.A., Generación Eólica S.A., Generación Solar San Juan S.A., Inversiones Meridiano S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. Es Fundador de la Cámara de Empresarios Argentinos de la Energía (CEADE) – Fecha de nacimiento: 26/10/1960. DNI: 13.922.613, CUIT/CUIL: 20-13922613-6 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Cursó estudios universitarios en la Facultad de Ingeniería de la Universidad Nacional de Buenos Aires (UBA) y en la Escuela Superior de Investigación Operativa (ESIO), donde obtuvo el título de Licenciado en Investigación Operativa y Ciencias de la Computación. Formó parte del Directorio de Camuzzi Gazometri SpA, fue Vicepresidente Ejecutivo de Camuzzi Argentina S.A. y Presidente Ejecutivo de Sodigas Pampeana S.A. y Sodigas Sur S.A., Vicepresidente Ejecutivo de Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A., Presidente y Vicepresidente Ejecutivo de otras 5 compañías líderes en el ámbito eléctrico nacional, controladas por Camuzzi Argentina S.A.: EDEA S.A., EDERSA S.A., Central Termoeléctrica Piedrabuena S.A., Energía del Sur S.A. e Hidroeléctrica Ameghino S.A. En Chile, se desempeñó como Vicepresidente de Ecogas S.A., distribuidora de gas natural por redes en las Regiones VIII, IX y X. Fue el primer profesional argentino que formó parte del Executive Committee (Comité Ejecutivo) de la International Gas Union (Unión Internacional de Gas) y representó al país en numerosos congresos internacionales. También fue Vicepresidente de la Asociación de Distribuidores de Gas de la República Argentina (ADIGAS) y asesor del gobierno de Canadá en diversos programas de cooperación para el desarrollo de proyectos productivos en nuestro país. Actualmente, también preside la Fundación Hogar Sagrada Familia Del Viso, que brinda asistencia integral a niños y adolescentes en riesgo social que habitan el barrio Pinazo, ubicado en la localidad de Del Viso, Provincia de Buenos Aires. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el que fue designado el 14/11/2002. Es esposo de María José Sbarbi Osuna y padre de Nicolás Pedro Ivanissevich.

- Juan Manuel Arias - Director Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A., 360 Energy S.A., Inesa Solar S.A. y MyC Energía S.A. y Director Suplente de Ingentis II Esquel S.A. – Fecha de Nacimiento: 13/11/1964. DNI: 17.396.852, CUIT/CUIL: 20-17396852-4 – Domicilio: Talcahuano 778, Piso 1°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Abogado de la Universidad de Buenos Aires (UBA) en 1987. Es socio del estudio jurídico “Rodríguez Mancini & Arias” desde 1992. Se desarrolla como asesor de empresas y cámaras gremiales empresariales. Es miembro de la Asociación Argentina de Derecho del Trabajo y la Seguridad Social. Es el autor de numerosas publicaciones y se desempeña desde 1995 como profesor part time en el Instituto de Altos Estudios Empresariales (IAE) de la Universidad Austral. Ha realizado un Master en Administración de Empresas en el IAE. Ha asistido a cursos, seminarios y congresos vinculados a la especialidad en Derecho del Trabajo y Seguridad Social. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el que fue designado el 22 de marzo de 2005. Integra además el Comité Ejecutivo de Genneia.

- Jorge de Pablo - Director Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. – Fecha de Nacimiento: 15/07/1978. Pasaporte N° AAF299778, CUIT/CUIL: N/A – Domicilio: San Martín 492, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas y Finanzas egresado del Colegio Universitario de Estudios Financieros (CUNEF) en Madrid, España. Actualmente es miembro del Directorio de BRENCO – Companhia Brasileira de Energía Renovável- (ahora ETH Bioenergía), Invest Tur Brasil – Desenvolvimiento Inmobiliario Turístico S.A. y BR Properties, en Brasil. En el período comprendido entre enero de 2007 y junio de 2008 fue senior portfolio manager para Amber Capital en Nueva York. En esta posición fue gestor del área de inversión en Latinoamérica, focalizado en capitales privados y valores relativos. De 2004 a 2007 se desempeñó como analista senior para Sandell Asset Management, en Nueva York. En esta posición inició y lideró el portfolio de inversiones multiestratégicas latinoamericanas e ibéricas, focalizado en capitales privados y valores relativos. Con anterioridad a su ingreso a Sandell, se desempeñó como analista en la división de Inversiones y Capital de Goldman Sachs en Londres y Nueva York. El primer cargo que ocupó en Genneia es el de director titular, para el cual fue designado el 28/11/2008.

- César Rossi - Director Titular y Vicepresidente de Genneia y MyC Energía S.A. y Director Titular de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A.- Fecha de Nacimiento: 29/11/1966. DNI: 18.286.413, CUIT/CUIL: 20-18286413-8 – Domicilio: Reconquista 314, Piso 6°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Contador Público en la Universidad de Buenos Aires (UBA). Ha realizado un Master en Administración de Empresas en la Universidad Torcuato Di Tella. Ingresó en Banco Macro S.A., donde se desempeñó como Gerente de Impuestos, Gerente de Financiaciones Estructuradas y Fideicomisos y Adscripto a la Gerencia General. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 1 de junio de 2011. Integra además el Comité Ejecutivo de Genneia.

- Sebastián Sánchez Sarmiento - Director Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. y MyC Energía S.A. –Fecha de Nacimiento: 26/09/1971. DNI: 22.197.479, CUIT/CUIL: 20-22197479-5 – Domicilio: Bouchard 680, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

El Sr. Sánchez Sarmiento fue Vicepresidente del departamento de Mercado de Capitales de JP Morgan Securities Inc. Obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica de Córdoba y tiene una Maestría en Administración de Empresas (MBA) de la William E. Simon School of Business Administration, University of Rochester. Actualmente es director titular de Cablevisión S.A., Autopistas del Sol S.A., Altos de Ezeiza S.A. y Corral 14 S.A. El primer cargo ocupado en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 1 de junio de 2011.-

Andreas Ignacio Keller Sarmiento - Director Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A., MyC Energía S.A. y Celulosa Argentina S.A. – Fecha de Nacimiento: 16/04/1961. DNI: 14.844.284, CUIT/CUIL: 20-14844284-4 – Domicilio: Av. del Libertador 498, Piso 12, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Licenciado (BA) con honores en Harvard College en 1984. Trabajó en la banca de inversión desde 1984 en Londres, Nueva York y Buenos Aires en Salomon Brothers (1984 - 1992) y Credit Suisse (1992 - 2008). Designado Director General de Credit Suisse en 1997 y responsable de las actividades de la banca de inversión de Credit Suisse en Argentina y Chile desde 1994. Participó y dirigió más de 100 operaciones financieras desde 1994 incluyendo emisiones de bonos y financiamientos bancarios, IPO’s y emisiones accionarias y ventas y adquisiciones de empresas, incluyendo privatizaciones. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 02/07/2008. Integra además el Comité de Ética de Genneia.-

Alejandro Gabriel Hontakly - Director Suplente de Genneia y Director Titular de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. – Fecha de Nacimiento: 27/2/1959. DNI: 12.889.509, CUIT/CUIL: 20-12889509-5 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Belgrano. Su formación profesional se ha desarrollado básicamente en el mercado financiero, contando con una trayectoria de casi 18 (dieciocho) años en Citibank N.A. Durante 12 (doce) años, bajo la posición de Vicepresidente de Citibank N.A., tuvo la posibilidad de liderar diversas unidades de negocios que aglutinaron a más de 600 clientes corporativos, con los cuales pudo realizar numerosas operaciones de mercado de capitales, financiaciones estructuradas y reestructuraciones de pasivos. Adicionalmente, dentro de la banca corporativa, se desempeñó como responsable del área anti-fraudes y anti-lavado de dinero. Posteriormente y hasta su ingreso a Genneia, se desempeñó en una primera etapa como Director Comercial de Raymond James Argentina y luego ocupó el cargo de Director de varias empresas vinculadas a un Family Office local. Desde 2005 hasta 2009 se desempeñó como Gerente General y de 2009 hasta 2011 se desempeñó como Director Corporativo de Finanzas de Genneia y de todas sus subsidiarias.

Paralelamente desde 2005 a 2008 y desde 2011 a 2014 ocupó el cargo de director titular de Genneia y de algunas de sus subsidiarias. Adicionalmente durante en el periodo 2011 – 2014 fue integrante de Comité Ejecutivo. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 28 de octubre de 2005.

- María José Sbarbi Osuna- Directora Suplente de Genneia y Directora Titular de Fides Group S.A., Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A., Nor Aldyl Solar S.A., Nor Aldyl S.A., Energías Sustentables S.A. y Generación Solar San Juan S.A. - Fecha de Nacimiento: 9/10/1962. DNI: 16.492.497, CUIT/CUIL: 27-16492497-7 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Es Licenciada en Investigación Operativa (título expedido por la Dirección General de Investigación y Desarrollo del Ministerio de Defensa). Obtuvo el Diplome de Langue Francaise de la Ecole Internationale de Langue et de Civilisation Francaises, y el título de Traductora Francés – Español de la Alianza Francesa de Buenos Aires. Ha cursado el Programa Ejecutivo de Marketing PEM del IAE- Universidad Austral, y ha asistido al Programa Ejecutivo de Responsabilidad Social Empresaria organizado por IDEA. Fue Directora Comercial de la revista Por Nosotros. Actualmente, y por segundo año consecutivo ejerce la vicepresidencia de la Asociación Civil sin fines de lucro Forética Argentina (Responsabilidad Social y Gestión ética de la empresa). Es miembro fundadora de la Fundación Hogar Sagrada Familia Del Viso, que se dedica a asistir integralmente a niños en riesgo social y con derechos vulnerados desde marzo de 2001.

Es esposa de Alejandro Pedro Ivanissevich y madre de Nicolás Pedro Ivanissevich. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de directora suplente, para el cual fue designada el 1 de junio de 2011. Integra además el Comité de Ética de Genneia.

- Nicolás Pedro Ivanissevich - Director Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A.y 360 Energy S.A.. Director titular de Ingentis II Esquel S.A., Presidente de MyC Energía S.A. y Vicepresidente de Nor Aldyl Solar S.A., Nor Aldyl S.A., 360 Energy Developments S.A., Energías Sustentables S.A., Generación Eólica S.A. y Generación Solar San Juan S.A. – Fecha de Nacimiento: 02/05/1983. DNI: 30.276.824, CUIT/CUIL: 20-30276824-3 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Licenciado en Administración de Empresas en la Universidad del Salvador (USAL). Comenzó su carrera profesional en el grupo Genneia en 2003 desempeñándose en las Áreas de Recursos Humanos, Despacho de Gas, Planificación & Control y Control de Gestión. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 02/04/2004. Es hijo de Alejandro Pedro Ivanissevich y María José Sbarbi Osuna.

- Baruki Luis Alberto González - Director Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. – Fecha de Nacimiento: 29/07/1967. DNI: 18.302.998, CUIT/CUIL: 20-18302998-4 – Domicilio: Bouchard 680, Piso 14, Ciudad de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Abogado en la Universidad de Buenos Aires y el de Licenciado en Comercio Internacional en la Universidad Argentina de la Empresa. Es socio fundador del estudio jurídico Errecondo, González & Funes. Actualmente es director titular de Cablevisión S.A., Luz de la Plata S.A., y Compañía de Inversiones en Electricidad S.A. y síndico suplente de EDEN S.A., AESEBA S.A, Energía Distribuida S.A., Inversora Güemes S.A. y Pampa Real State S.A. El primer cargo ocupado en Genneia fue el de síndico suplente, para el cual fue designado el 28/11/2008.

- Gustavo Viramonte Olmos - Director Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A.- Fecha de Nacimiento: 30/5/1970. DNI: 21.398.584, CUIT/CUIL: 20-21398584-2 – Domicilio: Av. del Libertador 498, Piso 12, Ciudad de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Abogado de la Universidad Nacional de Córdoba. Obtuvo una Maestría en Derecho Empresario en la Universidad Austral. Es socio de Viramonte & Acuña-Abogados. Adicionalmente es Conjuez de la Cámara Federal de Córdoba. También fue miembro del directorio de Nortel S.A. hasta 2008, y de los directorios de CIESA y TGS S.A. hasta 2009. El primer cargo ocupado en Genneia es el de director suplente, en el cual fue designado el 28/11/2008.

- Delfín Federico Ezequiel Carballo- Director Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. Director Titula de Santa Genoveva, Director Titular de Havanna S A,Director Titular de Desarrollo ALPHA S.A. – Fecha de Nacimiento: 04/07/1984. DNI: 31.089.201, CUIT/CUIL: 20-31089201-8 – Domicilio: Juana Manso 555, 6º D, Puerto Madero. Ciudad de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Licenciado en Economía Empresarial expedido por la Universidad Torcuato Di Tella.

El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director suplente, para el cual fue designado el 1 de junio de 2011.

Organigrama de la Compañía

El siguiente es el organigrama de la Compañía a la fecha del presente Prospecto:

A continuación, se detallan los gerentes de la Sociedad, sus respectivos cargos y el año de su designación, a la fecha de emisión del presente Prospecto:

Nombre	Designado desde	Cargo
Walter M. Lanosa	9 de enero de 2012	Gerente General
Alejandro D. Lew	1 de junio de 2012	Director de Administración y Finanzas
Arnoldo A. Girotti	1 de abril de 2009	Director de Proyectos y Obras
Diego Abelleyra	7 de junio de 2010	Director de Legales
María Cecilia Russo	1 de agosto de 2013	Director de Recursos Humanos
Alfredo Bernardi	1 de marzo de 2014	Gerente de Relaciones Institucionales y RSE
Federico Sbarbi Osuna	1 de mayo de 2011	Director Comercial
Ulises Soroeta	1 de septiembre de 2013	Director de Operaciones
Patricio Neffa	1 de julio de 2014	Director de Estrategia
Pamela Vago	10 de julio de 2012	Auditora Interna

Las personas mencionadas precedentemente en el cuadro ingresaron a Genneia para ocupar los cargos indicados en dicho cuadro y en la fecha allí señalada.

Walter Lanosa – Gerente General de Genneia. –Fecha de Nacimiento: 22/10/1964. DNI: 17.142.151, CUIT/CUIL: 23-17142151-9 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, Km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Abogado, egresado de la Universidad de Buenos Aires en el año 1987. En 1989 establece el Estudio Soldano, Lanosa y Muñoz como Socio Fundador. En 1993 Multigas, 5° distribuidor de gas licuado en garrafas del país, le ofrece el cargo de Director Administrativo y Financiero de dicha empresa. En 1995 fue nombrado Vicepresidente y Director General Adjunto, sumando a su responsabilidad por el área Administrativo-Financiera, el área de Operaciones. Entre 1998 y 2002 se desempeñó en Totalgaz Argentina como Director Comercial y Marketing. En 2002 es trasladado a París, Francia como Responsable de Estrategia y Planificación de Lubricantes del Grupo Total. En 2005 asume la Dirección General de Totalgaz Italia, donde gracias a su gestión externa en Italia fue nombrado Vicepresidente de la Cámara de Distribuidores de Gas de Italia, primera vez que un extranjero ocupara dicho rol. En 2009, siempre dentro del Grupo Total, pasa a desempeñar funciones como Director de Estrategia y Planificación Refino y Marketing para África y Medio Oriente nuevamente con sede en París. En enero de 2012 retorna al país para hacerse cargo de la Gerencia General de Genneia. Actualmente integra además el Comité Ejecutivo de Genneia.

- Alejandro D. Lew – Director Financiero Corporativo de Genneia – Fecha de Nacimiento: 15/06/1974. DNI: 23.888.706, CUIT/CUIL: 20-23888706-3 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

El Sr. Alejandro Lew es el Director de Administración y Finanzas de la Compañía. Es Licenciado en Economía graduado en la Universidad de Buenos Aires. Entre los años 1994 y 2009 se desempeñó en distintos cargos en el sistema financiero. Comenzó su carrera profesional en el Ministerio de Economía de la República Argentina dentro de la Secretaría de Finanzas a cargo del proceso de valuación de empresas privatizadas en las cuáles el Estado Argentino había retenido una participación minoritaria para su posterior venta en los mercados de capitales. Entre los años 1997 y 2004 se desempeñó en las oficinas de Nueva York del banco JP Morgan Chase involucrado principalmente en el departamento de emisión de deuda en mercados de capitales. En el año 2004, el Sr. Lew fue enviado a la sucursal Argentina del banco en Buenos Aires, donde se hizo cargo de la emisión de deuda local y otros instrumentos derivados y fue responsable del equipo comercial de la Tesorería del banco. En el año 2007 se incorporó al Banco HSBC tomando a su cargo los negocios de emisión local e internacional de deuda y derivados para el cono sur y a partir del 2008 fue promovido a Director General y Co-Responsable del equipo de emisión de deuda internacional para América Latina con base en Nueva York. El Sr. Lew se incorporó al grupo Genneia en junio de 2012 en el cargo de Director Financiero Corporativo. Actualmente integra además el Comité Ejecutivo de Genneia.

- Arnoldo A. Girotti - Director de Proyectos y Obras – Fecha de Nacimiento: 05/02/1940. DNI: 4.305.174, CUIT/CUIL: 20-04305174-2 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Ingeniero Electromecánico graduado en la Universidad de Buenos Aires. Desempeñó funciones técnicas durante seis años en Gas del Estado S.E. En Carboclor Industrias Químicas desarrolló diferentes funciones dentro de la organización desde 1969 a 1996, en la cual fue promovido a Gerente General en 1985 y fue designado Presidente en 1990. En Astra S.A. se desempeñó como Gerente General del Departamento de Operaciones Comerciales entre 1996/1997. Fue Gerente General de Profértil S.A. desde febrero de 1997 hasta junio de 2005, liderando el proceso de desarrollo del proyecto con una inversión de U$S 700.000.000 y cinco años de operación. Fue Gerente General de Ingentis S.A. desde abril 2007 hasta marzo 2009. Se incorpora a Emgasud S.A. (hoy Genneia S.A.) en abril del 2009 como Director de Proyectos de Energías Renovables, siendo actualmente Director de Proyectos y Obras. Ha sido miembro del Directorio de varias Instituciones vinculadas con el Área Petroquímica y de Fertilizantes (Cámara de la Industria Química y Petroquímica-Ex Vicepresidente.; Instituto Petroquímico Argentino, Ex Presidente; Asociación Petroquímica Latinoamericana, Ex Representante Argentino; International Fertilizer Association, Ex Vicepresidente para Hispano América).

- Diego J. Abelleyra - Director de Legales – Fecha de Nacimiento: 15/03/1970. DNI: 21.477.536, CUIT/CUIL: 20-21477536-1 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Abogado, egresado de la Universidad de Belgrano en 1992 con la especialidad en Derecho Empresario. En 1997 obtuvo una maestría (LLM) con grado de mérito en Derecho Bancario y Financiero en la Universidad de Londres (Queen Mary & Westfield College). Se desempeñó como adjunto de la cátedra de Obligaciones Civiles y Comerciales de la Facultad de Derecho de la Universidad de Belgrano. Entre 1999 y 2010 se desempeñó como asociado en Marval, O'Farrell & Mairal, y en 2007 como asociado extranjero en la oficina de Madrid de Uría & Menéndez. Con anterioridad a su ingreso a Marval, O’ Farrell & Mairal, se desempeñó en Quattrini, Laprida & Asociados; en la Gerencia de Asuntos Legales de Banco Credicoop Cooperativo Limitado; en Landin, Deveali, Labadie & Chiti, y en el Juzgado Civil y Comercial N° 3 de San Isidro. Desde el 7 de junio de 2010 se desempeña como Director de Legales de Genneia.

- María Cecilia Russo – Directora de Recursos Humanos – Fecha de Nacimiento: 12/12/1970. DNI: 21.981.024, CUIT/CUIL: 27-21981024-0 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Licenciada en Psicopedagogía de la Universidad del Salvador. Ha realizado un Master en Psicología Organizacional en la Universidad de Belgrano y posteriormente un Postgrado de Organización y Dirección Empresaria en la Facultad de Ingeniería de la UBA. Posteriormente ha participado en Programas de Formación en Recursos Humanos en Estados Unidos y Suiza. Es Diplomada en Coaching Ontológico (Newfield Consulting / Universidad del Desarrollo, Chile 2011). Su experiencia en Recursos Humanos ha sido desarrollada tanto en la línea como en consultoría en distintos negocios: empresas industriales, de servicios profesionales, farmacéuticas y de otros servicios. Comenzó su carrera en la empresa de pinturas Colorin (1994-1996) para pasar luego a PricewaterhouseCoopers (1996-2001) como responsable de Desarrollo de RRHH y luego como Consultora en Change Management para Latinoamérica Sur. Luego continuó su carrera en Novartis (2001-2005) a cargo de la Gerencias de Desarrollo de RRHH para Latinoamérica. Entre 2005 y 2008 se desempeñó como Gerente de Recursos Humanos de Sullair para Argentina y Brasil liderando el proceso de transformación de la Gestión de RRHH. A partir de agosto de 2013 está a cargo de la Dirección de Recursos Humanos de Genneia.

-Alfredo Bernardi - Gerente de Relaciones Institucionales y RSE Fecha de Nacimiento: 01/05/1968 – DNI: 20.205.995; CUIT/CUIL: 20-20205995-4 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Es egresado de periodismo (Deportea) y Licenciado en Historia por la Universidad Católica Argentina (UCA). Trabajó durante 17 años, como periodista y editor del diario La Nación. De 2006 a 2014, se desempeñó en Petrobras Argentina S.A. donde fue responsable de la Gerencia de Asuntos Corporativos Comunicación y Prensa. Actualmente se desempeña como Gerente de Relaciones Institucionales y RSE de Genneia.

- Federico Sbarbi Osuna – Director Comercial – Fecha de Nacimiento: 13/08/1974. DNI: 24.042.739, CUIT/CUIL: 20-24042739-8 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Egresado en la carrera de Licenciatura en Sistemas de Información en la Universidad CAECE - Centro de Altos Estudios en Ciencias Exactas con una Maestría en Administración de Negocios (MBA) en el Instituto de Altos Estudios Empresariales (IAE). Previo a su designación al cargo en la Dirección Comercial de la Compañía, se desempeñó como Gerente Comercial y de Planificación y en la Gerencia de Transporte de Gas de Genneia. Realizó diversas tareas en el ámbito tecnológico del área de sistemas, desempeñándose como Consultor Comercial Senior en empresas de provisión de soluciones informáticas de CRM (Customer Relationship Management).

- Ulises Soroeta – Director de Operaciones – Fecha de Nacimiento: 3/03/1962. DNI: 16.049.620, CUIT/CUIL: 20-16049620-8 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Ingeniero Electromecánico graduado en la Universidad Tecnológica Nacional. Inició su carrera profesional en IMPSA, Industrias Metalúrgicas Pescarmona S.A., en donde desempeñó entre 1987 y 1998 sucesivamente los cargos de Ingeniero de Diseño, Desarrollador Comercial, Director de Impsa Asia Ltd (Hong Kong) y Country Manager para Filipinas. En 1998 se incorporó a la corporación de energía norteamericana AES, en donde ocupó los cargos de Gerente General de la empresa de distribución de electricidad AES Clesa (El Salvador), Vicepresidente de Operaciones de la empresa de generación AES Tieté (Brasil), Vicepresidente de Operaciones de la distribuidora Eletropaulo (Brasil), Vicepresidente de Operaciones de las distribuidoras Eden, Edes y Edelap (Argentina) y finalmente de Gerente General de estas dos últimas hasta 2008. Entre 2008 y 2010 ocupó el cargo de Vicepresidente de Relaciones Institucionales de la empresa de servicios de petróleo San Antonio Internacional (Argentina) y seguidamente se incorporó a Skanska Latin America para asumir la posición de Desarrollador de Negocios Corporativos para América Latina. En septiembre de 2013 se incorporó a Genneia como Director de Operación y Mantenimiento.

Patricio Neffa – Director de Estrategia – Fecha de Nacimiento: 31/05/1969. DNI: 18715724, CUIT/CUIL: 20-18715724-3 - Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Ingeniero Aeronáutico, egresado de la Universidad Nacional de La Plata y con un Master en Gestión de Proyectos otorgado por la Université Paris IX Dauphine (Francia). Entre 1994 y 1998 se desempeñó como ingeniero Proyectista en IBM y el Grupo Vallourec, liderando estudios de ingeniería para los sectores automotrices y energía. A partir de 1998 se incorporó al grupo Renault donde ocupó los siguientes funciones: Responsable cooperación técnica Renault-GM (Francia 1998-2004), Jefe de proyecto industrial (Moscú-Rusia 2004-2010), Gerente de ingeniería producto (Curitiba-Brasil 2010-2012), Director Programas Vehículos América (Buenos Aires 2012-2013) En 2013, ingresa a Genneia como responsable del proyecto GEO (Excelencia Operativa) y en 2014 fue nombrado Director de Estrategia, teniendo asimismo a su cargo las áreas de IT, Calidad de Procesos y SH&MA.

- Pamela Vago – Auditora Interna – Fecha de Nacimiento: 3/11/1982. DNI: 29.776.950, CUIT/CUIL: 27-29776950-8 – Domicilio: Ruta Panamericana, Ramal Pilar, km 42,5, Edificio Office Park Cibra, Piso 1° “A”, Del Viso (1669), Provincia de Buenos Aires.

Egresada de la carrera de Contador Público de la Universidad Nacional del Sur en el año 2007. En marzo de 2014 obtuvo la Certificación de Auditor Interno (CIA) emitida por The Institute of Internal Auditors (IIA). Comenzó su carrera profesional en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Provincia de Buenos Aires, Delegación Bahía Blanca. Desempeñó funciones de Auditor Externo Senior en Pistrelli, Henry Martin y Asociados S.R.L., miembro de Ernst & Young Global en la división de entidades financieras, donde adicionalmente fue instructora de cursos de ACL (software de auditoría). Posteriormente fue Auditora Interna Senior en Walmart Argentina S.R.L. donde lideró proyectos locales, regionales y globales de auditorías operativas y financieras, hasta su incorporación en julio de 2012 a Genneia.

Comité de Auditoria

A continuación se nombran los miembros del Comité de Auditoría a la fecha de este Prospecto, designados por el Directorio celebrado con fecha 22 de abril de 2015.


Nombre y apellido	Clase de Accionistas proponente
Juan Emilio Alberdi	Clase A
Alejandro Almarza	Clase B

Órgano de fiscalización

A continuación se presentan los miembros de la Comisión Fiscalizadora a la fecha de este Prospecto designados en la Asamblea de Accionistas de fecha 15 de abril de 2015:


Nombre y apellido	Fecha de designación	Fecha finalización del mandato	Clase de Accionistas proponente	Cargo	Carácter
Juan Emilio Alberdi	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Síndico titular	Independiente
Alejandro Almarza	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Síndico titular	Independiente
Ricardo José Mihura Estrada	15/04/2015	31/12/2015	Clase A + B	Síndico titular	Independiente
Verónica Adriana Fiszman	15/04/2015	31/12/2015	Clase A	Síndico suplente	Independiente
Carlos Javier Piazza	15/04/2015	31/12/2015	Clase B	Síndico suplente	Independiente
Eduardo Sambrizzi (h)	15/04/2015	31/12/2015	Clase A + B	Síndico suplente	Independiente

Todos los miembros de la Comisión Fiscalizadora son independientes de acuerdo las pautas previstas en las Resoluciones Técnicas dictadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas y, consecuentemente, de conformidad con las Normas de la CNV.

A continuación se presenta un resumen de los antecedentes profesionales y laborales de los Síndicos Titulares y Suplentes y los cargos desempeñados en otras compañías:

- Juan Emilio Alberdi – Síndico Titular de Genneia. – Fecha de Nacimiento: 06/09/1961. DNI: 14.389.944, CUIT/CUIL: 20-14389944-7 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad de Buenos Aires.

Obtuvo el título de abogado en la Universidad de Buenos Aires en, 1986. Tiene una especialización en derecho empresarial y regulatorio energético. Asistió a un curso de especialización de negociación en la Universidad de Harvard y es miembro fundador de la Cámara Argentina de Empresas de Distribución de Gas Natural. Director de Legales del Grupo Camuzzi. Ha ocupado cargos en los directorios de Camuzzi Argentina S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Edea S.A., Edersa S.A. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de director titular, para el cual fue designado el 28 de abril de 2003.

- Alejandro Almarza - Síndico Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A. y MyC Energía S.A.-Fecha de Nacimiento 16/01/1958. DNI: 12.087.173, CUIT/CUIL: 20-12087173-1 – Domicilio: 25 de Mayo 432, Piso 15, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Contador Público en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires en 1981. Es Socio del Estudio Della Rocca – Piazza – Almarza desde 1998, Socio internacional a cargo del Área Impuestos. Asesor del Gobierno Nacional en la Comisión de Revisión de Normas y Procedimientos en materia de tributación del sector financiero –Res. 80 del Ministerio de Economía. Miembro de la Asociación Argentina de Estudios Fiscales. Miembro de la Comisión legal e Impositiva de la Cámara de Comercio de los Estados Unidos de Norteamérica en la Argentina. Participó en diversos seminarios para Seniors organizados por Arthur Andersen & Co. en distintos temas de índole impositiva. Colabora en la confección de artículos impositivos para la Revista Impuestos y para el Diario Ámbito Financiero y artículos de índole jurídico –económico en la Revista La Ley. Fue Coautor del trabajo Taxation of the financial sector in Argentina con el Dr. Eric Zolt (Director del Departamento Internacional de Impuestos de la Universidad de Harvard).

- Ricardo José Mihura Estrada - Síndico Titular de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A. y MyC Energía S.A.- Fecha de Nacimiento: 21/09/1964. DNI: 17.365.154, CUIT/CUIL: 20-17365154-7 – Domicilio: Lavalle 190, Piso 6°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de abogado en la Universidad Católica Argentina en 1988, Especialista en Tributación (UBA, Facultad de Ciencias Económicas, 2001), LLM in Taxation (University of Florida, 2004). Ejerce la profesión como socio fundador del estudio jurídico Leverone & Mihura Estrada (2002), en las áreas de Impuestos, Fusiones y Adquisiciones, Derecho Constitucional y Administrativo y Regulación Económica y Servicios Públicos. Ejerció la docencia en diversas instituciones, y con mayor intensidad en la Universidad Católica Argentina, en la cátedra de Derecho Tributario como también en la Maestría de Derecho Tributario. En el ejercicio independiente de la profesión actuó reiteradas veces como consultor del Gobierno Nacional (ex Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos) y de Gobiernos Provinciales (Entre Ríos, Santa Fe, La Rioja, Neuquén, Chubut, Formosa) en proyectos financiados por entidades multilaterales, en temas vinculados con el Derecho Administrativo, la Regulación Económica y Servicios Públicos. También tiene una activa participación en el armado y desarrollo de inversiones internacionales, tanto en el asesoramiento de inversores extranjeros en la Argentina, como también en la asistencia a inversores argentinos en el exterior. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de síndico titular, para el cual fue designado el 1 de junio de 2011.

-Verónica Adriana Fiszman– Síndico Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A. y MyC Energía S.A. – Fecha de Nacimiento: 24/09/1972. DNI: 22.829.129, CUIT/CUIL: 27-22829129-9 – Domicilio: Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Contador Público en la Universidad de Moron en 1999. Realizó el Programa de Desarrollo Directivo en el IAE Business School en el año 2010. Actualmente se desempeña como Gerente de Administración y Finanzas de 360 Energy S.A. Con anterioridad, desde el año 2001 al 2011, trabajó como Jefe de Contabilidad y Reporting de Genneia. El primer cargo que ocupó en Genneia fue el de síndico titular, para el cual fue designada el 24 de enero de 2002.

- Carlos Javier Piazza - Síndico Suplente de Genneia. – Fecha de Nacimiento: 16/09/1958. DNI: 12.639.275, CUIT/CUIL: 20-12639275-4 – Domicilio: 25 de Mayo 432, piso 15, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de Contador Público en la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires en 1983. Es Socio del Estudio Della Rocca – Piazza – Almarza, del área de Auditoría y Consultoría. Se ha desempeñado principalmente como perito de parte y consultor técnico en pericias penales y comerciales de envergadura. Desempeñó el cargo de síndico titular en diversas sociedades, tales como Banco Macro S.A. Se encuentra inscripto para actuar como auditor ante la Superintendencia de Seguros de la Nación y ante la Comisión Nacional de Valores. Ha asistido como participante en diversas jornadas organizadas por el Colegio de Graduados de la Capital Federal. Ha participado en diversas jornadas y cursos organizadas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.

-Eduardo Sambrizzi (h) – Síndico Suplente de Genneia y de Enersud, IWS Energy Service S.A., Genneia Desarrollos S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A., Nor Aldyl Bragado S.A., International New Energies S.A., Patagonia Wind Energy S.A. y MyC Energía S.A. – Fecha de Nacimiento: 03/07/1976. DNI: 24.872.727, CUIT/CUIL: 20-24872727-7 – Domicilio: Viamonte 377, Piso 8°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Obtuvo el título de abogado en la Universidad Católica Argentina en 2000. Postgrado en Derecho Empresario Económico (UCA, 2003). Fue socio del Estudio Trevisán – Abogados, a cargo del área Contenciosa y Práctica General del Estudio (2001-2008), y actualmente ejerce la profesión como socio fundador del estudio jurídico Sambrizzi & Asociados (2008), principalmente en el asesoramiento a empresas y litigios complejos en las áreas del derecho Comercial, Civil y Administrativo, con especial actuación en asuntos de inversión e inmobiliarios, habiendo asesorado durante su actuación profesional a empresas del sector energético. Desde 2007, ejerce la docencia en el FORES –Foro de Estudios sobre la Administración de Justicia– como Profesor en el Programa de Entrenamiento para Abogados y también es Profesor en la Universidad Austral, en la Facultad de Ciencias Empresariales, dictando Derecho Empresarial. Fue coautor del Capítulo argentino sobre fusiones y adquisiciones en “Mergers & Acquisitions 2008”, de “Getting the Deal Through”, y es miembro de diversas Asociaciones sin fines de lucro. El primer cargo ocupado en Genneia fue el de síndico suplente, para el cual fue designado el 17 de abril de 2013.

Asesores Legales

El asesor legal especial para la preparación del presente Prospecto es el Estudio Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, domiciliado en Ing. Enrique Butty 275, Piso 12, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Auditores Externos Independientes

El auditor externo independiente de la Sociedad para los ejercicios cerrados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 fue el estudio Deloitte & Co. S.A. (“Deloitte”), domiciliado en Florida 234, Piso 5, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

El auditor de los estados contables por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, fue Diego O. De Vivo, Contador Público Nacional, inscripto en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires bajo el Tomo 223, Folio 190.

El Sr. Diego O. De Vivo ha firmado los mencionados estados contables en carácter de socio de la firma Deloitte, que tiene domicilio en la calle Florida 234 Piso 5° (C1005AAF), Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina.

Deloitte se refiere a una o más de las firmas miembros de Deloitte Touche Tohmatsu Limited, una compañía privada del Reino Unido limitada por garantía, y su red de firmas miembros, cada una como una entidad única e independiente y legalmente separada. Una descripción detallada de la estructura legal de Deloitte Touche Tohmatsu Limited y sus firmas miembros puede verse en el sitio web www.deloitte.com/about.

Responsable de Relaciones con el Mercado

El Responsable de Relaciones con el Mercado titular de Genneia es Diego J. Abelleyra y el Responsable de Relaciones con el Mercado suplente de Genneia es Alejandro D. Lew.

2. RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LOS TÍTULOS

Los términos y condiciones aplicables a cada Clase y/o Serie de Títulos en particular constarán en el Suplemento de Precio correspondiente, en el cual se podrán completar o ampliar, respecto de dicha Clase y/o Serie en particular, los términos y condiciones generales de los Títulos que se incluyen en el siguiente texto (las “Condiciones”) y que se aplicarán a cada Clase y/o Serie de Títulos.

Emisora: Genneia S.A.

Títulos a emitir bajo el Programa: Obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, conforme la Ley de Obligaciones Negociables.

Monto máximo del Programa: U$S 400.000.000 (dólares cuatrocientos millones) o su equivalente en otras monedas en circulación en cualquier momento, determinado al momento de emitirse cada Clase y/o Serie, pudiendo re-emitirse las sucesivas Clases y/o Series que se amorticen.

Duración del Programa: 5 (cinco) años contados desde el 12 de diciembre de 2013 (fecha de autorización de extensión del mismo por la CNV), o el plazo máximo adicional que eventualmente pueda ser fijado por futuras regulaciones que resulten aplicables, en cuyo caso el Directorio podrá decidir la extensión de su plazo de vigencia.

Clases y Series: Las ONs podrán emitirse en diferentes clases y/o series. Dentro de cada clase contarán con los mismos derechos, pudiendo diferir en su fecha de emisión. Las ONs de una misma clase con distinta fecha de emisión pertenecerán a una serie distinta de la misma clase.

Amortización de las ONs: Entre un mínimo de 7 (siete) días y un máximo de 30 (treinta) años, o aquellos otros plazos mínimos o máximos que resulten imperativos bajo las normas en vigencia al momento de la emisión de una Clase y/o Serie.

Precio de emisión de las ONs: Las ONs podrán emitirse a la par, bajo la par o con prima sobre la par, según se indique en el Suplemento de Precio cada Clase y/o Serie.

Interés: Las ONs podrán emitirse devengando interés a tasa fija, a tasa flotante, con descuento de emisión o sin devengar interés.

Garantía: Las ONs podrán ser sin garantía, o con garantía especial, flotante o fiduciaria, o garantizadas por un tercero, conforme lo determine el Directorio.

Rango y Garantías de las ONs: Las ONs constituirán, en principio, y salvo que el respectivo Suplemento de Precio establezca lo contrario, obligaciones simples, incondicionales, con garantía común y no subordinadas de la Sociedad. El Suplemento de Precio podrá establecer para una determinada Clase y/o Serie de ONs, que éstas cuenten con garantías o que sean subordinadas. Las ONs de una determinada Clase y/o Serie con garantía común no tendrán el beneficio de los bienes afectados a garantías especiales, reales, flotantes, fiduciarias u otras garantías de cualquier otra deuda de la Sociedad, incluyendo ONs de otras Clases y/o Series garantizadas.

Moneda de emisión: Dólares, pesos, o cualquier otra moneda que oportunamente determine el Directorio, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos legales y reglamentarios aplicables.

Forma: Las ONs que se emitan bajo el Programa podrán (i) serlo en forma escritural; o (ii) estar representadas por participaciones en un certificado global nominativo no endosable que será depositado en ocasión de la emisión de cada clase y/o serie en un régimen de depósito colectivo, conforme se determinará en el Suplemento de Precio pertinente.

Uso de los fondos: Los fondos provenientes de la colocación de las ONs emitidas bajo el Programa serán destinados a cualquiera de los destinos contemplados en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, a saber (i) capital de trabajo en la República Argentina, incluyendo capital de trabajo para financiar proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, (ii) inversiones en activos físicos situados en la República Argentina, incluyendo activos físicos destinados a proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, (iii) refinanciación de pasivos, incluyendo pasivos contraídos por la Sociedad con bancos locales o del exterior para financiar proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, y (iv) aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, siempre que tales sociedades controladas o vinculadas destinen los fondos recibidos tal como se especifica en (i), (ii) o (iii) precedentes, o bien a otro destino que cumpla con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables conforme eventualmente determine el Directorio, delegándose en el Directorio de la Sociedad la facultad de decidir específicamente el destino que se dará al producido neto de la colocación de cada Clase y/o Serie en particular emitida bajo el Programa.

Rescate anticipado a opción

de la Sociedad: Siempre y cuando se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, las ONs de dicha Clase y/o Serie serán rescatables total o parcialmente en forma anticipada a opción de la Sociedad, al valor nominal con más los intereses devengados hasta la fecha de pago del valor de reembolso y la prima de rescate que allí se establezca.

Rescate por razones impositivas: A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos de Precio correspondientes, las ONs de cualquier Clase y/o Serie podrán ser rescatadas a opción de la Sociedad en su totalidad, pero no parcialmente, en caso que tuvieran lugar ciertos cambios impositivos que generen en la Sociedad la obligación de pagar ciertos montos adicionales bajo las ONs. Ver la sección “9. De la Oferta y la Negociación. Términos y Condiciones de los Títulos. Rescate por Razones Impositivas” del presente Prospecto.

Compromisos: A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos de Precio correspondientes, la Sociedad se obliga a cumplir los compromisos que se detallan en “9. De la Oferta y la Negociación. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables. Compromisos Generales de la Sociedad” del presente en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación. En los Suplementos de Precio correspondientes se podrán establecer compromisos adicionales a los detallados en “9. De la Oferta y la Negociación. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables. Compromisos Generales de la Sociedad”.

Eventos de Incumplimiento: Ver la sección “9. De la Oferta y la Negociación. Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables. Eventos de Incumplimiento”. En los Suplementos de Precio correspondientes se podrán establecer eventos de incumplimiento adicionales a los allí detallados.

Listado y Negociación: La Sociedad deberá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables en el MERVAL y su negociación en el MAE y, asimismo las Obligaciones Negociables podrán ser listadas en otros mercados de valores bursátiles o extrabursátiles locales o extranjeros autorizados por la CNV, o podrán no ser listadas, según se indique en cada Suplemento de Precio.

Calificaciones de riesgo: El Programa no contará con calificación de riesgo. La Sociedad podrá calificar una o más Clases y/o Series de ONs a emitirse bajo el Programa, conforme lo determine en cada oportunidad el Directorio y se indique en el respectivo Suplemento de Precio.

Impuestos: Los pagos sobre las ONs se efectuarán sin deducciones ni retenciones por, o a cuenta de, impuestos nacionales, provinciales o municipales argentinos, salvo que se determine lo contrario en el correspondiente Suplemento de Precio. En caso de exigirse dichas deducciones o retenciones, la Sociedad habrá de pagar los montos adicionales que resulten necesarios a fin de que los obligacionistas reciban los mismos montos que hubieran recibido en el caso de no haberse exigido dichas retenciones o deducciones.

Fiduciario: Las Clases y/o Series podrán contar con un fiduciario, con los alcances del artículo 13 de la Ley de Obligaciones Negociables, de acuerdo con lo que determine el Suplemento de Precio respectivo.

Colocación: Las Obligaciones Negociables serán colocadas a través de oferta pública en el país y/o en el extranjero, dentro o fuera de mercados, sobre la base de una suscripción en firme o una colocación en base a los mejores esfuerzos, según lo que sea acordado entre la Sociedad y los colocadores respectivos, a ser designados por el Directorio. El Suplemento de Precio respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos colocadores, y los términos de colocación acordados por la Sociedad con los mismos, en su caso, los que observarán lo dispuesto por la Resolución Conjunta. Una oferta podrá subordinarse a la colocación total o parcial de una Clase y/o Serie. En tal caso, de no alcanzarse la colocación de la totalidad - o de la cantidad parcial prevista-, el contrato de suscripción de las Obligaciones Negociables quedará resuelto de pleno derecho, debiendo restituirse a los inversores los importes recibidos, sin intereses.

Competencia: Toda acción contra la Sociedad en razón de las ONs podrá ser interpuesta en forma no exclusiva ante los Tribunales Ordinarios en lo Comercial con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el Tribunal Arbitral Permanente de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires de conformidad con las disposiciones del artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales o cualquier otro tribunal al cual la Sociedad decida someterse con respecto a cada una de las Clases y/o Series, conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.

Legislación Aplicable: Las ONs constituirán obligaciones negociables en virtud de la Ley de Obligaciones Negociables, y gozarán de los beneficios allí previstos. La calificación como Obligaciones Negociables, la autorización, formalización y otorgamiento de las ONs por parte de la Sociedad, y la aprobación de las mismas por la CNV para su oferta pública en Argentina, se regirá por la ley argentina. Las demás cuestiones relacionadas a las ONs podrán regirse por la legislación de otra jurisdicción conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.

Acción Ejecutiva: Conforme a lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, los tenedores de las ONs podrán solicitar en los términos del artículo 129 de la Ley de Mercado de Capitales la expedición de un comprobante de saldo en cuenta o comprobante de participación en el certificado global, según sea el caso, a efectos de legitimar al titular para efectuar cualquier reclamo judicial inclusive mediante acción ejecutiva conforme lo dispone el artículo 29, primer párrafo de la Ley de Obligaciones Negociables o ante cualquier jurisdicción arbitral, si correspondiere.

3. INFORMACIÓN CLAVE SOBRE LA SOCIEDAD

I. Introducción

Genneia es una compañía argentina de energía, principalmente comprometida con el negocio de la generación y venta de energía eléctrica, obtenida a partir de recursos termoeléctricos y eólicos. La mayor parte de la energía que produce Genneia es vendida a empresas en las cuales el Estado Nacional tiene participación, incluyendo (i) CAMMESA, la entidad responsable de la administración del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”) y del envío de electricidad al Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), y (ii) ENARSA, empresa creada tanto para la exploración y venta de petróleo y gas natural, como para la generación, transmisión y venta de la electricidad. Genneia posee y opera nueve centrales térmicas alimentadas con gas natural y gas oil ubicadas en las Provincias de Buenos Aires, Entre Ríos y Chubut con una capacidad total instalada de aproximadamente 280 MW, de las cuales siete están conectadas al SADI y trabajan principalmente como centrales que generan en situaciones de picos de demanda, y las dos restantes operan de manera aislada suministrando electricidad a pequeñas ciudades de la Provincia del Chubut. Adicionalmente, la Compañía posee y opera el Parque Eólico Rawson en la Provincia del Chubut con una capacidad instalada total de 77,4 MW. Hasta la fecha Genneia es la empresa de energía líder de Argentina en términos de capacidad instalada de generación de energía eólica. Todos los activos operativos de Genneia se encuentran en Argentina y todos sus ingresos y utilidad neta derivan de sus operaciones en Argentina.

La principal unidad de negocios de Genneia consiste en la generación de energía eléctrica, incluyendo la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Por otro lado, en forma directa y a través de su subsidiaria Enersud Energy S.A. (“Enersud”), desarrolla su unidad de negocios de comercialización de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural.

Genneia posee como visión ser un actor líder en la transformación de la matriz energética mediante el desarrollo de energías sustentables, sobre la base de los valores de sustentabilidad, el respeto por las personas, el espíritu emprendedor y la eficiencia. Su misión es generar soluciones sustentables, creativas e inteligentes en el sector energético, creando valor para sus accionistas, sus empleados y la comunidad.

II. Principales fortalezas de la Compañía

Genneia entiende que su negocio y estrategia comercial se sustentan en las siguientes principales fortalezas:

Participación de liderazgo en nuevos desarrollos de energía. Debido al éxito de la Sociedad en la licitación de nueva capacidad de generación en el nuevo marco regulatorio, Genneia es uno de los principales actores en el Programa de Energía Distribuida (implementado principalmente mediante las Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 1.281/06, 220/07 y 1.836/07; el “Programa de Energía Distribuida”), con una capacidad instalada combinada de aproximadamente 273 MW, lo que representó aproximadamente el 7.6% del total de la nueva capacidad de generación térmica del MEM en los últimos 7 años y la Sociedad tiene una capacidad combinada adicional de aproximadamente 7 MW de generación de energía térmica en la Provincia del Chubut a través de las centrales de Río Mayo y Gobernador Costa. Asimismo, la capacidad instalada de la Sociedad para generación de energía eólica en el Parque Eólico de Rawson es de 77,4 MW, lo que la posiciona como la mayor compañía de generación de energía eólica en Argentina.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA (“Contratos de Compra de Energía Eléctrica” o “PPA”), con flujos de efectivo estables y predecibles. Las operaciones de la Sociedad se sustentan en varios PPA que le proporcionan un flujo estable y previsible de efectivo: (i) en el caso de sus centrales de generación de energía térmica, la Sociedad es parte de nueve PPA por un período de siete años con CAMMESA, y un PPA con la Provincia del Chubut que expira el 31 de diciembre 2025; y (ii) en relación a la generación de energía eléctrica de fuentes renovables, es parte de dos PPA con ENARSA por un período de quince años para su Parque Eólico de Rawson. Por los años finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014, 71,3%, 58,2% y 66,7%, respectivamente, de sus ventas netas derivaron de los cargos por potencia puesta a disposición recibidos bajo sus PPA de las centrales térmicas. Adicionalmente, por la energía efectivamente entregada Genneia es retribuida con un cargo variable que compensa sus costos de operación y mantenimiento validados por la SEN y por CAMMESA (los cuales representaron el 61,9%, 54,9% y 63,6% de sus costos de ventas para el año terminado el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014, respectivamente), lo que permite cubrir cualquier incremento de los costos variables de operación y mantenimiento debido a la inflación y otros factores fuera de su alcance.

Estabilidad frente a fluctuaciones cambiarias. Prácticamente la totalidad de las tarifas recibidas de acuerdo a los PPA están denominadas en dólares y resultan pagaderas en pesos al tipo de cambio de referencia publicado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación “A” 3500. Además, una parte sustancial de los costos de operación de la Sociedad y la mayor parte de su deuda están denominados en la misma moneda. Esta situación genera una cobertura natural de largo plazo frente a las fluctuaciones del tipo de cambio y le permite utilizar el Dólar estadounidense como moneda funcional para fines contables.

Experiencia exitosa en el desarrollo de parques eólicos. El Parque Eólico Rawson fue el primer parque eólico de gran escala conectado al SADI. El Parque Eólico Rawson inició sus operaciones comerciales en enero de 2012. Desde entonces la Sociedad ha estado generando energía sin interrupciones y ha alcanzado un factor de carga promedio del 43%, lo cual está en línea con las certificaciones de viento realizadas previo a su construcción por GL Garrad Hassan, consultora independiente internacionalmente reconocida. Esta experiencia coloca a Genneia en una posición única para desarrollar futuros proyectos en el sector de la energía eólica.

Probado recurso eólico. Tanto el Parque Eólico de Rawson que se encuentra en operación comercial, como los proyectos para la construcción de nuevos parques eólicos denominados Rawson III y Madryn están ubicados en áreas dentro de la región de la Patagonia con el clima óptimo y las condiciones topográficas ideales para el desarrollo de proyectos de energía eólica según las estimaciones del recurso eólico realizadas por la Sociedad en base a mediciones de viento evaluadas por GL Garrad Hassan, consultora independiente de recursos eólicos líder en el mundo

Posición estratégica en el Sector de Energías Renovables de Argentina. Genneia fue uno de los primeros participantes en el sector de las energías renovables en Argentina y se cree que existe una competencia limitada y altas barreras de entrada para nuevos competidores en el mercado de generación de energía en Argentina, como resultado de los compromisos de capital significativos necesarios para construir, operar y mantener infraestructura de generación de energía eólica. Además, la Sociedad entiende que debido a su infraestructura existente, posición geográfica estratégica, estudios de viento existentes, la experiencia de gestión, la relación con sus clientes y los reguladores, y la tecnología de última generación y el alto nivel de rendimiento de sus activos de generación de energía, se encuentra estratégicamente posicionada para capitalizar el crecimiento futuro en el sector energético argentino, sobre todo en las energías renovables.

Experimentado equipo de management. La Compañía cuenta con un management con una amplia experiencia en el negocio de generación de energía y en la industria del gas natural. Genneia entiende que este nivel general de experiencia contribuye a su capacidad para gestionar eficazmente los negocios existentes, identificar y evaluar las oportunidades de crecimiento de alta calidad e integrar nuevos negocios que se adquieran o desarrollen. Su equipo directivo tiene una gran experiencia de trabajo en la industria de la energía y con los entes reguladores del Gobierno Argentino. Genneia entiende que la experiencia específica del mercado de su management le otorga una idea de los entornos regulatorios, políticos y empresarios locales que a su vez le brinda la capacidad de gestionar el riesgo e identificar nuevas oportunidades.

III. Ejes de la estrategia de negocios

La principal estrategia de negocios de Genneia es lograr un crecimiento sostenido y rentable mediante la mejora de sus márgenes de operación, mejorando su perfil financiero y la inversión en proyectos nuevos y existentes. Con el fin de alcanzar estos objetivos, las principales estrategias de la Sociedad son las siguientes:

Concentración en la generación de energía. Por los años terminados el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014, se derivó 95,2%, 93,9% y 94,4% del EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación del negocio de generación de energía de la Sociedad. El margen de operación del negocio de generación de energía de la Sociedad para esos períodos fue 34,0%, 35,5% y 42,2%. Teniendo en cuenta la estrategia del Gobierno Argentino para promover el desarrollo del sector de generación de energía, la Compañía entiende que hay oportunidades atractivas de crecimiento continuo en este negocio. A su vez, la Sociedad ha completado la desinversión de las unidades de transporte y distribución de gas natural, y está enfocada en aprovechar esas oportunidades para aumentar su participación en el sector de generación en Argentina, en particular con respecto a la energía renovable. Asimismo, la Sociedad tiene compromisos con la SEN de expandir su generación de energía por fuentes convencionales por medio de la construcción de una o más centrales térmicas con una capacidad instalada combinada de 200 MW para el mes de abril de 2019.

Incrementar los ingresos y mejorar los márgenes operativos de la Sociedad asegurando disponibilidad en sus centrales térmicas. La Compañía tiene la intención de seguir mejorando los márgenes de operación de sus negocios, invirtiendo en la modernización de sus operaciones y en la aplicación de mejores prácticas internacionales de explotación y programas de mantenimiento para mejorar la calidad, eficiencia y fiabilidad de nuestros servicios. Bajo sus PPA para la generación térmica, sus márgenes operativos aumentan en la medida que sus centrales están disponibles para ser despachadas al SADI. Genneia busca alcanzar y mantener los más altos factores de disponibilidad para sus centrales térmicas, a través de, entre otras cosas, la realización de un adecuado mantenimiento y de las inversiones necesarias. A su vez, la Sociedad ha incorporado turbinas de back up de cada una de las tres principales tecnologías utilizadas en las centrales térmicas con la finalidad de asegurar el máximo de disponibilidad comercial de las mismas.

Expandir el negocio de generación de energía renovable de la Sociedad. La Sociedad confía y espera seguir confiando en el uso de tecnologías de energías limpias y renovables, como en el caso de las actividades de generación de energía eólica. A la fecha, Genneia tiene la mayor capacidad instalada basada en fuentes renovables de energía eólica que cualquier otra compañía en la Argentina, a través de su Parque Eólico Rawson, la central eólica más grande de Argentina, con una capacidad instalada combinada de 77,4 MW. Asimismo, la Sociedad ha llevado adelante tareas preliminares vinculadas a los proyectos para la construcción de nuevos parques eólicos denominados Rawson III y Madryn. Al 31 de diciembre de 2014, aproximadamente el 0,5 % de la energía generada en la Argentina durante el 2014 fue a partir de recursos eólicos y fotovoltaicos y el 47 % de dicha energía generada en la Argentina fue obtenida a partir de los recursos eólicos de la Sociedad. En 2008, bajo el marco de la Ley N° 26.190, el Estado Nacional puso en marcha el Programa de Energía Renovable para el desarrollo y fomento de las energías renovables y se comprometió a aumentar la disponibilidad de energía a partir de fuentes renovables con el fin de reducir la dependencia de la matriz energética argentina de los combustibles fósiles, y declaró de interés nacional el desarrollo de las energías renovables. La estrategia de la Sociedad se basa en el aumento de la contribución de su negocio de generación de energía a sus ingresos totales, con especial énfasis en las fuentes de energía renovables como la energía eólica, y la operación continua y el desarrollo de centrales térmicas que le permitirá navegar sin problemas la micro - inestabilidad característica de la generación de energía eólica.

Diversificación a través del desarrollo, operación y mantenimiento de parques eólicos. Genneia tiene la intención de profundizar su conocimiento y experiencia en el sector de generación de energía eólica que cree le permitirá participar en el desarrollo de proyectos eólicos para terceros y para, en el futuro, dedicarse a la operación y mantenimiento de parques propios y de terceros.

IV. Información clave

a) Información contable y financiera.

Los siguientes cuadros presentan un resumen de la información contable y financiera de la Compañía por los ejercicios anuales cerrados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012. La siguiente información se extrajo de, y deberá ser leída conjuntamente con los estados contables consolidados anuales auditados de la Compañía y sus notas y anexos por los ejercicios cerrados al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, los cuales han sido oportunamente presentados ante la CNV. La siguiente información deberá ser leída conjuntamente con los estados contables consolidados de la Emisora y con la información contenida en las secciones “3. Información clave sobre la Sociedad”, “8. Presentación de Información Contable y otra Información” y “5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” del presente Prospecto.

Ciertas cifras que se incluyen en el presente Prospecto y en los estados contables que se acompañan al mismo, han sido redondeadas para facilitar su presentación. Los valores porcentuales incluidos en el presente Prospecto se han calculado en algunos casos sobre la base de las cifras mencionadas antes de su redondeo. Por este motivo, es posible que ciertos valores porcentuales que figuran en el Prospecto no coincidan con los que se obtienen al realizar los mismos cálculos sobre la base de las cifras que figuran en los estados contables que se acompañan, así como también, que algunos otros montos que aparecen en el presente Prospecto no arrojen un total exacto.

Los estados contables consolidados por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 han sido confeccionados de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”). La adopción de las 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 N° 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) y por las Normas de la CNV. Las NIIF son de aplicación obligatoria para la Sociedad, según la norma contable profesional y las normas regulatorias antes citadas, a partir del ejercicio que se inició el 1° de enero de 2012.

Información del Estado de Resultados Integrales Consolidados (de acuerdo a NIIF)


	Al 31/12/2014 Consolidado	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)
Ingresos por ventas netas	1.299.029	922.624	743.800
Costo de ventas	(718.693)	(579.339)	(483.027)
Utilidad bruta	580.336	343.285	260.773

Gastos de comercialización	(26.320)	(8.748)	(11.969)
Gastos de administración	(106.482)	(81.047)	(77.168)
Otros egresos netos	(10.005)	(583)	(17.672)
Resultados financieros netos	(374.169)	(326.405)	(181.427)
Utilidad (Pérdida) neta antes de impuesto a las ganancias	63.360	(73.498)	(27.463)
Impuesto a las ganancias	(56.075)	(41.267)	(19.770)
Utilidad (Pérdida) neta por operaciones que continúan	7.285	(114.765)	(47.233)

Operaciones discontinuas
Resultado por operaciones discontinuadas	-	(4.918)	(9.226)
Utilidad (Pérdida) neta del ejercicio	7.285	(119.683)	(56.459)

Otros resultados integrales
Diferencia de cambio por conversión	145.713	138.245	55.405
Total de otros resultados integrales	145.713	138.245	55.405
Resultado integral total del ejercicio	152.998	18.562	(1.054)

Utilidad (Pérdida) neta atribuible a:
Propietarios de la controladora	7.285	(119.683)	(56.459)
Participaciones no controladoras	-	-	-
Total utilidad (pérdida) del ejercicio	7.285	(119.683)	(56.459)

Resultado integral total atribuible a:
Propietarios de la controladora	152.998	18.562	(1.054)
Participaciones no controladoras	-	-	-
Resultado integral total del ejercicio	152.998	18.562	(1.054)

Información del Balance General Consolidado (De acuerdo a NIIF)


	Al 31/12/2014 Consolidado	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)
Activo corriente
Caja y bancos	34.715	31.591	11.924
Inversiones	162.807	113.767	708
Créditos por ventas	551.960	476.927	313.871
Otros créditos	113.885	51.466	92.467
Inventarios	17.106	1.799	9.846
Subtotal del activo corriente	880.473	675.550	428.816
Activos clasificados como disponibles para la venta		-	8.655
Total del activo corriente	880.473	675.550	437.471
Activo no corriente
Créditos por ventas	3.790	3.790	3.790
Otros créditos	222.776	162.498	109.450
Inventarios	38.332	31.978	18.855
Bienes de uso	2.839.270	2.315.041	1.448.107
Activos en concesión	28.800	20.481	23.333
Activos intangibles	36.836	30.375	31.675
Otros activos	-	-	214
Total del activo no corriente	3.169.804	2.564.163	1.635.424
Total del activo	4.050.277	3.239.713	2.072.895
Pasivo corriente
Cuentas por pagar	761.620	519.834	285.601
Préstamos	1.092.656	364.045	283.733
Remuneraciones y cargas sociales	31.234	22.309	15.817
Cargas fiscales	22.476	32.182	14.034
Otros pasivos	17.844	18.197	18.834
Previsiones	12.653	1.900	1.900
Subtotal del pasivo corriente	1.938.483	958.467	619.919
Pasivos asociados a activos clasificados como disponibles para la venta	-	-	4.772
Total del pasivo corriente	1.938.483	958.467	624.691
Pasivo no corriente
Cuentas por pagar	-	-	95
Préstamos	1.203.748	1.648.580	897.382
Cargas fiscales	642	815	1.665
Otros Pasivos	30.031
Pasivo por impuesto diferido	216.978	124.454	60.227
Total del pasivo no corriente	1.451.399	1.773.849	959.369
Total del pasivo	3.389.882	2.732.316	1.584.060
Patrimonio neto (según estados respectivos)
Atribuible a los propietarios de la controladora	660.395	507.397	488.835
Atribuible a la participación no controladora	-	-	-
Total del patrimonio neto	660.395	507.397	488.835
Total del pasivo y patrimonio neto	4.050.277	3.239.713	2.072.895

b) Indicadores


RATIOS	Al 31/12/2014 Consolidado	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
Liquidez Corriente (Activo Corriente / Pasivo Corriente)	0,45	0,70	0,70
Solvencia (Patrimonio Neto / Pasivo)	0,19	0,19	0,31
Inmovilización del capital (Activo No Corriente / Activo Total)	0,78	0,79	0,79
Rentabilidad (Resultado del ejercicio/ Patrimonio neto promedio)	0,01	(0,24)	(0,13)

c) Capitalización y Endeudamiento (De acuerdo a NIIF):


	Al 31/12/2014 Consolidado	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)
Préstamos
A corto plazo	1.092.656	364.045	283.733
A largo plazo	1.203.748	1.648.580	897.382
Total préstamos	2.296.404	2.012.625	1.181.115
Patrimonio Neto
Capital social suscripto	51.520	51.520	51.520
Prima de emisión	391.885	391.885	391.885
Contribuciones de capital	20.048	20.048	20.048
Reserva legal	996	996	996
Otros resultados integrales	366.195	220.482	82.237
Resultados no asignados	(170.249)	(177.534)	(57.851 )
Total patrimonio neto atribuible a los propietarios de la controladora	660.395	507.397	488.835
Patrimonio neto atribuible a la participación no controladora	-	-	-
Total patrimonio neto	660.395	507.397	488.835
Capitalización total (1)	2.956.799	2.520.022	1.669.950
(1) Incluye total de préstamos más patrimonio neto

El siguiente cuadro expone los préstamos garantizados y no garantizados:


	Al 31/12/2014 Consolidado	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)	(en miles de pesos)
Préstamos
A corto plazo	1.092.656	364.045	283.733
Obligaciones negociables	742.436	172.498	189.137
Otras deudas bancarias y financieras	132.001	119.504	54.089
Partes relacionadas, netas de comisiones	207.965	24.475	16.057
Leasing financieros	327	47.568	982
Adelantos en cuenta corriente	9.927	-	23.468
A largo plazo	1.203.748	1.648.580	897.382
Obligaciones negociables	1.012.322	1.227.632	677.427
Otras deudas bancarias y financieras	119.856	218.938	79.225
Partes relacionadas, netas de comisiones	71.570	174.925	139.676
Leasing financieros	ncieros	s	-
Total de préstamos 27.0851.054	2.296.404	2.012.625	1.181.115

d) Razones para la oferta. Destino de los fondos

Los fondos provenientes de la colocación de las ONs emitidas bajo el Programa serán destinados a cualquiera de los destinos contemplados en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, a saber (i) capital de trabajo, incluyendo capital de trabajo para financiar proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, (ii) inversiones en activos físicos situados en la República Argentina, incluyendo activos físicos destinados a proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, (iii) refinanciación de pasivos, incluyendo pasivos contraídos por la Sociedad con bancos locales o del exterior para financiar proyectos productivos o de infraestructura a mediano y largo plazo en la República Argentina, y (iv) aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, siempre que tales sociedades controladas o vinculadas destinen los fondos recibidos tal como se especifica en (i), (ii) o (iii) precedentes, o bien a otro destino que cumpla con el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables conforme eventualmente determine el Directorio, delegándose en el Directorio de la Sociedad la facultad de decidir específicamente el destino que se dará al producido neto de la colocación de cada Clase y/o Serie en particular emitida bajo el Programa.

e) Factores de Riesgo

Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, es necesario considerar cuidadosamente los riesgos que se describen a continuación además de la otra información que se incluye en el presente Prospecto. Existe la posibilidad de que la Sociedad se encuentre expuesta a otros riesgos e incertidumbres que en este momento se desconocen o que a la fecha del presente Prospecto la Sociedad considera como no significativos y que pueden tener efectos adversos sobre su actividad. Si ocurriera alguno de estos hechos, el precio de negociación de las Obligaciones Negociables podría disminuir y puede suceder que no estemos en condiciones de pagar los intereses o el capital de las Obligaciones Negociables en forma total o parcial y que usted pierda toda o parte de su inversión.

Se recomienda considerar detenidamente los riesgos e incertidumbres, y cualquier otra información incluida en otros capítulos de este Prospecto. Los riesgos e incertidumbres descriptos a continuación tienen por objeto resaltar los riesgos e incertidumbres específicos vinculados a la Sociedad y sus actividades. Otros riesgos e incertidumbres, incluyendo aquellos que generalmente afectan a la Argentina y a la industria en la que la Sociedad opera, aquellos que actualmente se consideran inmateriales o aquellos que generalmente corresponden a sociedades similares en Argentina, también pueden afectar la actividad, los resultados de operaciones, el valor de las Obligaciones Negociables, y la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus obligaciones financieras.

La información contenida en esta sección incluye proyecciones que están sujetas a riesgos e incertidumbres. Los resultados reales podrían diferir significativamente de aquellos previstos en estas proyecciones como consecuencia de numerosos factores.

1. Riesgos Relacionados con Argentina

1.1 Descripción general.

La totalidad de las operaciones y activos de la Sociedad y de sus subsidiarias se encuentran ubicados en Argentina. Además, si bien todos los ingresos de la Sociedad se generan en Argentina, una parte sustancial de ellos se encuentran denominados en dólares, pero resultan pagaderos en pesos al tipo de cambio aplicable. Asimismo, una parte sustancial de las deudas de la Sociedad se encuentran expresadas en dólares pero resultan pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable. En consecuencia, la situación patrimonial de la Sociedad y de sus subsidiarias, y los resultados de sus operaciones, dependen en gran medida de las condiciones económicas, regulatorias y políticas existentes. Las medidas del Gobierno Nacional en relación con la economía, incluyendo las decisiones en materia de inflación, tasas de interés, controles de precios, controles de cambio e impuestos, han tenido y podrían continuar teniendo un efecto sustancial y adverso sobre las entidades del sector privado, incluyendo a la Compañía.

La Compañía no puede garantizar que los futuros acontecimientos económicos, sociales y políticos de Argentina, no tendrán un efecto adverso sobre la misma. En caso que así lo tuvieran, la situación patrimonial o financiera o de otro tipo, los resultados, las operaciones y los negocios de la Compañía podrían ser afectadas de manera sustancial y adversa.

1.2 Todos los ingresos de la Sociedad se generan en Argentina, de modo que su dependencia de las condiciones económicas y políticas de Argentina es alta.

Genneia es una sociedad anónima constituida de conformidad con la legislación de Argentina. Además, todas sus operaciones, instalaciones y clientes están ubicados en Argentina. Es más, si bien sustancialmente todos nuestros PPA estipulan precios denominados en Dólares estadounidenses, dichos precios son pagaderos en Pesos al tipo de cambio de referencia mayorista cotizado por el Banco Central en virtud de la Comunicación “A” 3500. En consecuencia, la situación patrimonial de la Sociedad y los resultados de sus operaciones dependen de las condiciones macroeconómicas y políticas imperantes en Argentina.

Además, las medidas tomadas por el Gobierno Argentino en lo concerniente a la economía, que incluyen decisiones relativas a inflación, tasas de interés, impuestos, controles de precios, controles cambiarios y posibilidad de cambios en los mercados cambiarios tuvieron, y pueden seguir teniendo efectos negativos sustanciales sobre las entidades del sector privado, entre las que se encuentra la Sociedad. No es posible asegurar que los acontecimientos de índole económica, social y política que se verifiquen en Argentina en el futuro, sobre los que la Sociedad no tiene control, no surtirán un efecto adverso sustancial sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y su capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

1.3 Algunos acontecimientos económicos en otros mercados globales afectaron y podrían continuar afectando negativamente a la economía argentina y podrían afectar en forma adversa la liquidez, negocios y los resultados de las operaciones de la Sociedad así como su capacidad de cumplir con sus compromisos de deuda, incluyendo su capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

Los mercados financieros y de títulos valores de la Argentina se encuentran bajo la influencia, en diversos grados, de las condiciones económicas y de mercado de otros mercados globales. Si bien las condiciones económicas son diferentes en los diferentes países, el modo en que los inversores perciben los acontecimientos que se verifican en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capitales dirigidos al país y los títulos valores de emisores de otros países, incluyendo la Argentina. La economía argentina sufrió el impacto adverso de los hechos políticos y económicos que acaecieron en diversas economías emergentes en la década de los 90, que incluyen México en 1994, la caída de varias economías asiáticas entre 1997 y 1998, la crisis económica de Rusia de 1998 y la devaluación de la moneda de Brasil acaecida en enero de 1999. Actualmente, Argentina podría resultar afectada por los acontecimientos de las economías de sus socios regionales más importantes, como por ejemplo, las devaluaciones de las monedas.

Es más, la economía argentina puede sufrir las consecuencias de acontecimientos ocurridos en economías desarrolladas que son socios comerciales o que ejercen un impacto sobre la economía global. Las condiciones económicas y la disponibilidad de crédito en Argentina resultaron afectadas por la crisis económica y bancaria en los Estados Unidos en 2008 y 2009 causada por los créditos hipotecarios de baja calidad y otras circunstancias que afectaron al sistema financiero mundial y a las economías desarrolladas. Cuando comenzó la crisis hubo instituciones financieras de gran envergadura que sufrieron pérdidas considerables, la confianza de los inversores en el sistema financiero global sufrió un duro golpe y diversas instituciones financieras se vieron en la necesidad de que las rescate el gobierno o debieron dejar de operar. Diversos miembros de la Unión Europea se vieron obligados a reducir el gasto público debido a sus altos índices de endeudamiento, situación que tuvo un impacto negativo sobre la economía europea.

Con independencia de las circunstancias descriptas en párrafos precedentes, no se sabe qué efecto tendría sobre el sistema financiero del mundo que algún país o que alguna de las entidades globales más importantes deviniera insolvente ni qué efectos podría tener dicha circunstancia sobre el resto del sistema financiero global. Esta situación global podría tener efectos de largo plazo significativo en América Latina y en Argentina, principalmente debido a la falta de acceso al crédito internacional, a la disminución de la demanda de exportaciones argentinas y significativas reducciones de la inversión directa extranjera. El deterioro en un área de la economía global, así como las condiciones económicas de los principales socios regionales de la Argentina, que incluye los miembros del Mercosur, podría tener un efecto adverso sustancial sobre la economía argentina.

No se pueden predecir los efectos residuales de esta crisis económica sobre la Sociedad y sus clientes. La persistencia de la incertidumbre en los mercados de crédito internacionales, exacerbada por las crisis de las deudas soberanas en Europa y en los Estados Unidos de América puede afectar la capacidad de la Sociedad de acceder al crédito o a los mercados de capital en un momento en que necesitaría financiación que podría tener un impacto sobre su flexibilidad de reaccionar ante cambios en las condiciones económicas y de negocios.

Cualesquiera de los factores descriptos precedentemente o una combinación de dichos factores podría tener un efecto adverso sobre la liquidez de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial que podrían, a su vez, tener un efecto adverso sustancial sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y su capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

1.4 El crecimiento económico y la estabilidad de Argentina podría no ser sostenible.

La economía argentina ha experimentado cierta inestabilidad significante en las décadas recientes, caracterizada por períodos de crecimiento bajo o negativo, niveles de inflación altos y variables y devaluación de la moneda. Como consecuencia, el negocio de la Sociedad y sus operaciones han sido, y podrán ser en el futuro, afectadas a menudo por diversos grados de variación como consecuencia del desarrollo económico y político así como otros eventos sustanciales que afecten la economía argentina, tales como: inflación; control de precios; fluctuaciones en el tipo de cambio aplicable a moneda extranjera y tasas de interés; devaluación de la moneda; políticas gubernamentales relativas al gasto y la inversión, y otras iniciativas regulatorias que aumenten el grado de intervención gubernamental en la actividad económica; guerra u otros conflictos internacionales; malestar social; y preocupaciones de inseguridad local.

Durante el 2001 y 2002, Argentina experimentó un período de severa crisis política, económica y social. Entre otras consecuencias, dicha crisis trajo aparejada que Argentina incumpla sus obligaciones de deuda extranjera, lo cual motivó el dictado de medidas de emergencia y numerosos cambios en la política económica que afectaron a las utilidades y muchos otros sectores de la economía argentina, y una significante y real devaluación del peso, lo cual trajo aparejado que numerosos deudores en moneda extranjera del sector privado argentino se encuentren frente a una situación de riesgo de incumplimiento de sus obligaciones asumidas bajo las deudas pendientes de pago. Desde aquella crisis, Argentina ha incrementado sustancialmente su Producto Bruto Interno (“PBI”) real. Durante el 2008 y 2009, sin embargo, la economía argentina sufrió una desaceleración atribuible a factores locales y externos, dentro de los que se incluyen la gran sequía que afectó las actividades agropecuarias y el efecto de la crisis económica global. El crecimiento del PBI real se recuperó entre 2011 y 2013, con un aumento del PBI del 7,3% en 2011, del 1,9% en 2012 y del 5,1% en 2013, de acuerdo con los datos publicados por el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (“INDEC”) que, por disposición legal, es la única entidad en la Argentina que puede publicar estadísticas oficiales en el país. El 27 de marzo de 2014, el Gobierno argentino anunció un nuevo método para calcular el PBI con referencia al 2004, como año de base (en contraposición a 1993, el cual fue el año base de referencia bajo el anterior método de cálculo del PBI). Como resultado de la aplicación del nuevo método, el crecimiento del PBI estimado para el 2013 fue revisado del 5,1% al 2,9%. A la fecha de emisión de este Prospecto, la cifra provisoria del crecimiento del PBI estimado de 2014 publicado por el INDEC es de 0,5%.

La Argentina ha sufrido presiones inflacionarias desde 2007, que se tradujeron en precios significativamente más altos de los alimentos, la energía y los combustibles, entre otros indicadores. De acuerdo con los datos de la inflación publicados por el INDEC, de 2008 a 2013, el índice de precios al consumidor en la Argentina (“IPC”) aumentó 7,2%, 7,7%, 10,9%, 9,2%, 9,5% y 10,9 % respectivamente; y el índice de precios mayoristas aumentó (“IMP”) 8,8%, 10%, 14,8%, 12,7%, 13,1% y 14,7%, respectivamente. No obstante, desde 2007, el INDEC ha experimentado un proceso de reformas institucionales y metodológicas que generó controversias en cuanto a la confiabilidad de la información que suministra. Hasta diciembre 2013, análisis privados sugirieron que la inflación en Argentina podría ser significantemente mayor que las tasas provistas por el INDEC. Asimismo, informes publicados por el Fondo Monetario Internacional (“FMI”) indican que su personal utiliza mediciones alternativas de inflación a los fines de la supervisión macroeconómica, incluyendo datos aportados por fuentes privadas, que reflejan índices de inflación considerablemente más altos que los publicados por el INDEC desde 2007. El FMI también emitió una declaración de censura a la Argentina en relación con el incumplimiento de sus obligaciones ante el FMI en virtud de su Convenio Constitutivo, por sus insuficientes progresos en la adopción de medidas correctivas para mejorar la calidad de los datos oficiales, que incluye datos sobre inflación y PBI. Además, desde junio de 2011, la Comisión de Libertad de Expresión del Congreso Nacional ha publicado un nuevo índice de inflación vinculado a los índices de inflación promedio brindados por varias firmas de consultoría privadas. De acuerdo con dicho índice, el IPC subió un 22,8% (en lugar de 9,5%) en 2011, un 25,6% (en lugar de 10,8%) en 2012 y un 28,3% (en lugar de un 10,9%) en 2013. Sin embargo, el 13 de febrero de 2014, el INDEC revisó la metodología implementada para el cálculo del IPC y publicó un nuevo índice de precios al consumidor denominado Índice de Precios al Consumidor Nacional urbano (el “IPCNu”) que, según el INDEC, consiste sustancialmente en un indicador a nivel nacional para medir las variaciones de los precios del consumo final de los hogares, a partir de una canasta fija de bienes y servicios. Conforme el IPCNu la inflación del año 2014 fue de 23,9% con respecto al año anterior, la inflación de enero del 2015 fue del 1,1% respecto del mes anterior, la de febrero fue del 0,9% respecto del mes anterior, y la de marzo fue del 1,3%% respecto del mes anterior. El 6 de junio de 2014 el FMI reconoció la implementación por la Argentina de un conjunto inicial de medidas específicas que le habían sido requeridas para asegurar la calidad de los datos oficiales sobre el índice de precios y el PBI. Dada la reciente publicación del IPCNu no se puede asegurar que el mismo no sufra cuestionamientos en el futuro, lo que podría generar un impacto negativo sobre la economía.. Si las cifras del IPC y el PBI reportadas por el INDEC resultasen ser incorrectas o restablecidas, las cifras del PBI presentadas en el presente Prospecto podrían ser incorrectas y la inflación de Argentina podría ser significantemente mayor a las tasas indicadas por recientes informes oficiales. Cualquier exigencia de que se corrija o se reexprese el IPC y los otros índices del INDEC derivados del IPC podría derivar en una nueva disminución de la confianza en la economía argentina. Dicha situación podría provocar como consecuencia un impacto sustancialmente adverso a la capacidad de la Sociedad de acceder a los mercados de crédito y de capital para financiar sus operaciones y su crecimiento en el futuro.

En el pasado, la inflación ha socavado materialmente la economía argentina y la capacidad del gobierno argentino de fomentar condiciones que hubieran permitido un crecimiento. La inflación en Argentina está influenciada por varios factores; incluyendo los aumentos salariales, aumento del gasto público, disminución en los subsidios gubernamentales y/o ajustes en las tarifas de los servicios públicos, así como el vencimiento del acuerdo de precios celebrado por el Gobierno Argentino. Un contexto persistente de alta inflación podría afectar adversamente la competitividad global de la economía argentina, debilitando los efectos de la devaluación del peso. Asimismo, considerando que una parte de la deuda pública argentina es ajustada en referencia a un índice que se encuentra altamente relacionado con la inflación, el aumento de la inflación podría tener un efecto negativo en el nivel de deuda pública.

En el pasado, el crecimiento sustentable de la economía en la Argentina, ha dependido de diversos factores, incluyendo la demanda internacional de exportaciones argentinas, percepciones relativas a las perspectivas de los regímenes políticos actuales, la mejora de la competitividad de los productores argentinos y resultados industriales generales, la confianza de los inversores locales e internacionales, y una tasa de inflación estable y relativamente baja.

Asimismo, la economía argentina es también particularmente sensible a los acontecimientos políticos locales. Las elecciones nacionales generales para presidente y vicepresidente tendrán lugar en octubre de 2015, y otras elecciones nacionales, provinciales y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires también tendrán lugar en 2015. Las especulaciones acerca de quién ganará dichas elecciones y las nuevas políticas de tipo económico, monetario y/o fiscal que un nuevo gobierno podría establecer, podrían crear inestabilidad y volatilidad del mercado, lo que podría tener un efecto adverso significativo en la economía argentina y en consecuencia en los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora..

Cualquiera de estos factores podría afectar material y adversamente el negocio de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación financiera, y su capacidad para pagar las Obligaciones Negociables.

1.5 Los controles cambiarios y las restricciones que pesan sobre las transferencias de fondos que tienen como origen o destino a la Argentina han acotado, y pueden continuar acotando, la disponibilidad de crédito internacional en Argentina.

En 2001 y 2002, el Gobierno Argentino impuso controles cambiarios y restricciones a las transferencias que coartaban sustancialmente la posibilidad de que empresas argentinas pudieran retirar moneda extranjera o efectuar pagos en el exterior (si bien no se impusieron restricciones legales sobre el reembolso de deudas externas). Si bien algunas de estas restricciones han sido morigeradas, dado el incremento de la demanda en Argentina de dólares estadounidenses y la fuga de capitales argentinos que se viene verificando desde 2011, el Gobierno Argentino impuso restricciones adicionales a la compra de moneda extranjera y a la transferencia de fondos desde la Argentina (para efectuar, por ejemplo, inversiones de cartera) y redujo los plazos impuestos para cumplir con la transferencia de fondos obligatoria a la Argentina (por ejemplo, la transferencia obligatoria a la Argentina del producido de los créditos desembolsados fuera de Argentina).

Adicionalmente, entre otros factores, dichas restricciones derivaron en la formación de un mercado informal de divisas en Argentina, que presenta diferencias significativas con el mercado de cambio oficial en términos de los valores del tipo de cambio. Existe una brecha significativa entre los tipos de cambio oficial e informal, y puede suceder que aumente o disminuya en el futuro.

El Gobierno Argentino podrá imponer nuevos controles cambiarios o restricciones sobre el mercado cambiario o sobre las transferencias al exterior en el futuro, entre otras razones, en respuesta a la fuga de capitales o a una devaluación del peso significativa. De efectuarse en un entorno económico en el que el acceso al capital local se encontrara acotado, la imposición de controles adicionales podría tener un efecto sustancialmente adverso sobre la economía argentina y sobre nuestra actividad, los resultados de las operaciones de la Sociedad, su situación patrimonial y su capacidad para pagar las Obligaciones Negociables. Véase la sección “10. Información Adicional – d) Controles de Cambio”.

1.6 De producirse fluctuaciones significativas del valor del Peso contra el Dólar estadounidense, la economía argentina podría verse adversamente afectada.

El valor del Peso contra el Dólar estadounidense ha experimentado fluctuaciones significativas en el paso y podría continuar experimentando fluctuaciones en el futuro.

Pese a los efectos positivos de la devaluación del Peso en 2002 sobre los sectores orientados a las exportaciones de la economía argentina, dicha devaluación también tuvo un efecto negativo sobre una gama de negocios y personas. Por ejemplo, la devaluación afectó la capacidad del Gobierno Argentino y las empresas argentinas de pagar sus deudas denominadas en moneda extranjera y contribuyó a un incremento de la inflación. Los altos índices de inflación contrajeron el poder adquisitivo de los consumidores y ello a su vez tuvo un efecto adverso sobre los negocios que dependen de la demanda local. Una nueva devaluación significativa del Peso hubiera tenido un efecto sustancial y adverso sobre la economía argentina y podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

El Peso se depreció un 4,7% en 2010, 8,3% en 2011, 14,3% en 2012, 32,4% en 2013, un 30,6% en 2014 y un 3,1% en el primer trimestre de 2015. Sin embargo, el Banco Central ha efectuado frecuentes intervenciones en el mercado cambiario a través de operaciones de compra y venta de Dólares estadounidenses en el mercado abierto a fin de estabilizar el valor del Peso. Asimismo, debido a las restricciones que pesan sobre la compra de moneda extranjera impuestas por el Gobierno Argentino (Véase las secciones “10. Información Adicional – d) Controles de Cambio” y “3. Información Clave sobre la Sociedad - e) Factores de Riesgo 1.5 – “Los controles cambiarios y las restricciones que pesan sobre las transferencias de fondos que tienen como origen o destino a la Argentina han acotado, y pueden continuar acotando, la disponibilidad de crédito internacional en Argentina” en el presente Prospecto) existe un mercado no oficial en el que el Dólar estadounidense se negocia a un valor de mercado diferente al que refleja el tipo de cambio oficial entre el Peso y el Dólar estadounidense.

La Compañía no puede predecir futuras fluctuaciones en el tipo de cambio del Peso ni si el Gobierno Argentino modificará su política cambiaria. Sin perjuicio de que una porción sustancial de los ingresos de la Sociedad bajo los PPA se encuentran denominados en Dólares Estadounidenses, de producirse otra devaluación significativa del Peso, la economía argentina puede sufrir otra vez efectos negativos tal como ya se ha descripto y ello aún podría afectar sustancial y adversamente resultados, negocios y operaciones de la Sociedad.

1.7 La capacidad de Argentina de obtener financiación en los mercados internacionales se encuentra acotada y ello puede restringir su capacidad de implementar reformas y fomentar el crecimiento económico.

Al 31 de diciembre de 2001, la deuda pública total de Argentina ascendía a U$S144, 5 billones (incluyendo los $6,6 billones adeudados al Club de París, grupo informal de funcionarios del área de finanzas de algunas de las economías más grandes del mundo. En diciembre de 2001, Argentina incurrió en el incumplimiento del pago de más de $81,8 billones de su deuda externa a tenedores de bonos. Además, desde 2002, Argentina suspendió los pagos de más de $15,7 billones adeudados a instituciones financieras multilaterales (por ejemplo, el FMI y el Club de París) y otras instituciones financieras.

En 2006, Argentina saldó todos los montos pendientes de pago al FMI que totalizaban aproximadamente $9,5 billones, y a través de diversas ofertas de canje presentadas a los tenedores de bonos entre 2004 y 2010, reestructuró más de aproximadamente $74,2 billones de la deuda impaga. Adicionalmente, el 29 de mayo de 2014 el Gobierno Nacional y los representantes de los acreedores del Club de París llegaron a un acuerdo sobre el monto consolidado de la deuda, que al 30 de abril de 2014 ascendía a U$S 9,7 mil millones..

Asimismo, entre 2005 y 2010, el Gobierno Nacional reestructuró aproximadamente U$S 127 mil millones de su deuda soberana (93 % de la deuda total como resultado de las dos ofertas de canje lanzadas en el 2005 y en el 2010), la cual se encontraba impaga desde fines de 2001. Actualmente, los tenedores de bonos que se negaron a participar en las dos ofertas de canje (conocidos como holdouts) se encuentran llevando adelante acciones legales contra Argentina que persiguen el cobro de los montos adeudados. En relación con uno de estos casos (“NML Capital Ltd. et. al v. Republic of Argentina”), el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, en virtud de una orden de fecha 23 de febrero de 2012, modificada por otra orden del 21 de noviembre de 2012, haciendo una interpretación de la cláusula que exige tratamiento igualitario de acreedores en cuanto a la deuda que permanece impaga, instruyó a la Argentina a abstenerse de realizar pagos de sus bonos de deuda soberana reestructurados sin antes o de manera simultánea efectuar los pagos de los bonos en manos de los litigantes en el citado caso. Posteriormente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York confirmó este fallo aunque dictó una medida cautelar (stay) para que la instrucción del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York no hiciera efectiva hasta tanto la Corte Suprema de los Estados Unidos de América resuelva si tomaba o no el caso. El 16 de junio de 2014 la Corte Suprema de los Estados Unidos rechazó la petición de la Argentina para entender en el caso y, seguidamente la Cámara de Apelaciones del Segundo Circuito de Nueva York levantó la medida cautelar que pesaba sobre la decisión del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York. Por lo tanto, la orden del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York se tornó efectiva.

Con posterioridad, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York nombró a un mediador para que colabore con la Argentina y los demandantes en el citado caso con el fin de alcanzar un acuerdo. El 26 de junio de 2014 el mismo tribunal denegó un pedido de la Argentina para que se restablezca la medida cautelar (stay) y así suspender los efectos de la orden. En esa misma fecha, no obstante el rechazo, la Argentina depositó US$ 539 millones en el Bank of New York Mellon, en su carácter de fiduciario, con el objetivo de cumplir con el pago debido bajo los bonos reestructurados conforme al cronograma de pagos previsto. Seguidamente, el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York impidió continuar con la cadena de pagos bajo los bonos reestructurados, lo cual derivó en que los beneficiarios finales no recibieran los fondos, y ordenó al Bank of New York Mellon no transferir los fondos a dichos beneficiarios, así como también ordenó que continuaran las instancias de negociación entre el Gobierno y los bonistas litigantes, que no han arrojado resultados positivos.

Como resultado de las órdenes del juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York, los tenedores de los bonos reestructurados no recibieron los fondos depositados por el Gobierno Nacional conforme a los pagos adeudados bajo dichos bonos y como consecuencia de ello las calificadoras de riesgo han considerado que la Argentina se encuentra bajo una situación de "incumplimiento selectivo”. Por su parte, el Gobierno Nacional ha manifestado que no se ha configurado tal situación de “incumplimiento selectivo”, toda vez que ha depositado los fondos necesarios para el pago en tiempo y forma.

El 11 de septiembre de 2014 la República Argentina promulgó la Ley 26.984 de pago soberano que contempla diversos mecanismos a fin de posibilitar el pago al 100% de los acreedores en las condiciones de los canjes 2005 y 2010, autorizando con ese propósito, entre otras cuestiones, al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas a cambiar a Bank of New York Mellon, como agente fiduciario de pagos por Nación Fideicomisos S.A., y a instrumentar un canje voluntario de los títulos actuales por nuevos títulos con idénticas condiciones financieras pero regidos por legislación y jurisdicción locales.

El 29 de septiembre de 2014 el Juez de Distrito declaró a la República Argentina en desacato, pero no impuso sanciones al país. El 3 de octubre de 2014 el Juez de Distrito ordenó a la República Argentina que repare las relaciones con el Bank of New York Mellon, remueva a Nación Fideicomisos como agente de pagos de la deuda restructurada y resuelva la situación con los holdouts.

Desde el 30 de septiembre de 2014 el Gobierno argentino efectuó el pago de los vencimientos a Nación Fideicomisos S.A. Aunque Argentina ha hecho estos pagos, la cadena de pagos se ha interrumpido como consecuencia de órdenes judiciales, y varios tenedores de bonos han buscado liberación de esos fondos a través de un litigio ante el Tribunal de Distrito de Estados Unidos y en diversas jurisdicciones

Con fecha 31 de diciembre de 2014 operó el vencimiento de la cláusula RUFO (Rights Upon Future Offers), que limitaba los pagos que el Gobierno argentino podía realizar a terceros que no hubieran ingresado a los canjes sin ofrecer igual monto a los tenedores de bonos reestructurados.

Asimismo, con fecha 2 de marzo de 2015, tenedores de bonos no reestructurados adicionales (quienes efectuaron el reclamo judicial bajo la denominación Me Too) solicitaron ante el juez federal de primera instancia del Distrito Sur de Nueva York se les conceda una sentencia similar a la dictada en el citado caso NML Capital Ltd. et. al v. Republic of Argentina. Con fecha 18 de marzo de 2015 la Argentina presentó una moción de rechazo de dicho reclamo.

El 27 de marzo de 2015 la CNV dispuso la suspensión preventiva de Citibank N.A. Sucursal Argentina para operar en el mercado de capitales local por considerar que, a partir de la firma de un acuerdo con los holdouts, no actuó de acuerdo con la legislación vigente en Argentina. En este sentido, la CNV designó a Caja de Valores S.A. para administrar las cuentas de depósito de Citibank N.A. Sucursal Argentina y procesar los pagos correspondientes en cada caso.

A la fecha, los litigios iniciados contra Argentina continúan en Estados Unidos de América y en otras jurisdicciones, y no puede garantizarse cómo se resolverá esta situación, ni cómo la misma afectará la economía nacional, la condición económica y financiera de la Sociedad y su posible acceso a los mercados de crédito internacionales para financiar sus operaciones. La falta de pago por parte de Argentina, la demora causada por dichas acciones legales y la negación de los nuevos términos del canje por aquellos acreedores que no se adhirieron a los canjes, han tenido un efecto negativo sobre las posibilidades de Argentina de reingresar a los mercados de capitales internacionales y pueden continuar teniendo un efecto negativo sobre sus acciones en dicho sentido. Asimismo, las acciones legales instauradas contra el país por los holdouts podrían derivar en el dictado de significativas sentencias contra el Gobierno Argentino y la determinación de embargos o la imposición de medidas precautorias contra los activos de Argentina.

El 28 de marzo de 2012 el Gobierno Argentino aprobó una reforma a la Carta Orgánica del Banco Central en virtud de la cual, entre otras cosas, (i) se limitó la difusión de información económica por parte de la entidad (es decir, el índice de inflación esperado, el monto y la composición de las reservas y de la base monetaria); (ii) se incrementó significativamente el acceso del Gobierno Argentino a la financiación provista por el Banco Central; (iii) se le otorgó al Directorio del Banco Central la discrecionalidad de determinar el nivel de reservas exigido; (iv) se determinó que todas las reservas que superaran el nivel fijado por el Directorio constituyen reservas de libre disponibilidad; y (v) se estableció que además del pago de obligaciones a instituciones financieras internacionales también podrán aplicarse las reservas de libre disponibilidad al pago de deuda externa bilateral oficial (por ejemplo, al Club de París).

La reducción de las reservas del Banco Central puede debilitar la capacidad de Argentina de hacer frente a futuros deterioros económicos. Como consecuencia de esta inestabilidad económica, la calificación de la deuda externa argentina se ha rebajado en múltiples ocasiones a raíz de la preocupación que despiertan sus condiciones económicas y los crecientes temores generados por el incremento de las presiones inflacionarias. Esta incertidumbre también puede ejercer un efecto adverso sobre la capacidad de Argentina de atraer capitales. Sin acceso a financiación privada internacional, puede suceder que Argentina se vea imposibilitada de financiar sus obligaciones y la financiación obtenida de instituciones financieras multilaterales puede resultar limitada o inexistente. Esto también podría inhibir la capacidad del Banco Central para adoptar medidas de freno a la inflación y podría afectar negativamente el crecimiento económico de Argentina y sus finanzas públicas.

Estas situaciones aún no resueltas, así como el impacto de otros factores, pueden dificultarle a Argentina el acceso a mercados de capital internacionales. La imposibilidad de Argentina de obtener crédito en los mercados internacionales puede tener un impacto directo sobre la capacidad de la Sociedad de acceder a los mercados de crédito internacionales para financiar las operaciones de la Sociedad y su crecimiento, que incluyen la financiación de inversiones de capital. En tal caso, los resultados de las operaciones y negocios de la Sociedad pueden resultar afectados sustancial y negativamente.

1.8 La falta de financiación para las empresas argentinas puede tener un efecto adverso sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad en Argentina.

Las perspectivas de que las empresas argentinas puedan acceder a los mercados financieros son limitadas en términos del monto de la financiación disponible y las condiciones y los costos de dicha financiación. La falta de pago de la deuda soberana argentina y la crisis económica global han coartado significativamente la capacidad de las empresas argentinas de acceder a los mercados financieros internacionales.

Al 31 de diciembre de 2014 la Sociedad ha recurrido en gran parte a financiación argentina local. La falta de acceso a los mercados financieros podría afectar las inversiones en bienes de capital de la Sociedad proyectadas para sus operaciones y por lo tanto podría afectar adversamente los resultados de sus operaciones.

1.9 Las medidas que tome el Gobierno Argentino en el futuro, que incluyen medidas en respuesta a presiones sociales y políticas, pueden afectar en forma adversa a la economía argentina.

Las políticas que el Gobierno Argentino implemente en el futuro para evitar o dar respuesta al malestar social pueden incluir expropiaciones, nacionalizaciones, renegociaciones forzosas o modificación de contratos existentes, suspensión de la ejecutoriedad de los derechos de los acreedores, nuevos controles cambiarios, cambios en las leyes tributarias y/o en las retenciones a las exportaciones y cambios en la normativa y las políticas que afecten el comercio internacional y la inversión extranjera. La implementación futura de dichas políticas o cualquier manifestación significativa que se derive de las mismas podría desestabilizar el país y tener un efecto adverso y sustancial sobre la economía argentina y podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y sobre su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

1.10 Las intervenciones del Gobierno Argentino en la economía podrían afectar el crecimiento económico de Argentina.

Durante los últimos años, el Gobierno Argentino ha tomado varias medidas relativas a la economía que restringieron ciertos aspectos de los negocios del sector privado. En 2011, 2012, 2013 y 2014 el gobierno intensificó el dictado de normas regulatorias y puso en marcha ciertas acciones destinadas a controlar el valor del Peso y a compensar desequilibrios de la balanza de pagos del país. Dichas medidas, entre otras, pueden afectar las relaciones comerciales diplomáticas entre la Argentina y sus socios comerciales y afectar, en particular, los productos que éstos importan desde Argentina.

Además, y dado que las finanzas públicas se tornan cada vez más ajustadas, el Gobierno Argentino ha comenzado a revisar sus políticas en términos de subsidios, particularmente las que se relacionan con la energía, la electricidad y el gas, el agua y el transporte público. Si bien dichas políticas no tendrían un impacto negativo directo sobre las ganancias de las empresas, podrían generar un fuerte impacto negativo sobre el poder adquisitivo de los consumidores y la actividad económica y derivar en un aumento de precios dado que se darían en un contexto de alta inflación, fuga de capitales, altas tasas de interés y una crisis financiera global internacional.

El 27 de diciembre de 2012, el Congreso argentino aprobó la Ley de Mercado de Capitales de Argentina N° 26.831 que realiza cambios sustanciales al existente régimen de oferta pública, al régimen aplicable al MERVAL, mercados y agentes y también las facultades que se le confieren a la CNV. Las principales modificaciones introducidas se vinculan con al aumento en la potestad conferida a la CNV de intervenir los mercados y agentes, facultando a la CNV para nombrar veedores con facultades de veto en las decisiones que tomen los directorios de las sociedades sujetas al régimen de oferta pública e incluso con facultades para separar al directorio durante un período de 180 días y para suspender las actividades de los agentes y los mercados sin notificación previa cuando la CNV determine que se ha infringido la normativa aplicable. La Ley de Mercado de Capitales también impone nuevos y más exigentes requisitos para que los agentes obtengan autorización para operar en los mercados y ello puede redundar en una reducción de la cantidad actual de agentes autorizados que operan dentro de los mercados.

En el futuro, el nivel de intervención gubernamental en la economía puede continuar o incluso aumentar y ello puede tener un efecto sustancial y adverso sobre la economía de Argentina y, a su vez, sobre la actividad de la Sociedad, resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y sobre su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

1.11 De producirse hechos similares a la nacionalización de YPF S.A. y de declarar a otras empresas como “de interés público”, el mercado de capitales local podría resultar adversamente afectado.

En años recientes, el Gobierno Argentino intensificó su intervención en la economía argentina. En mayo de 2012 el gobierno argentino efectivamente nacionalizó Repsol YPF S.A., la mayor empresa de petróleo y gas de la Argentina y anterior subsidiaria argentina de Repsol S.A. Desde la expropiación de YPF, el Gobierno Argentino ha desempeñado un importante papel en la firma de acuerdos con empresas extranjeras y locales de la industria del petróleo para tratar de desarrollar un plan de inversiones que permita incrementar las reservas de gas natural y esto ha acarreado como consecuencia que los inversores extranjeros se muestren renuentes a invertir en Argentina a la luz de las políticas intervencionistas del Gobierno Argentino.

Repsol YPF S.A. ha instaurado diversas acciones contra el gobierno argentino ante el CIADI y los tribunales argentinos reclamando un monto total de aproximadamente U$S10 billones. Luego de intensas negociaciones, en febrero de 2014 el gobierno argentino y Repsol YPF S.A. han llegado a un acuerdo en virtud del cual Argentina pagará a Repsol YPF S.A. la suma de U$S 5,0 billones. A efectos de la cancelación de dicho monto el gobierno argentino ha entregado a Repsol YPF S.A. (pro solvendo) bonos públicos argentinos por un valor nominal de U$S 5,0 billones (ampliables hasta un adicional de US$ 1,0 billón). Dicho acuerdo fue aprobado por el Congreso Argentino con fecha 23 de abril de 2014 y consecuentemente Repsol ya recibió los bonos acordados.

La Compañía no puede asegurar que el Gobierno Argentino no adoptará medidas similares en el futuro que podrían interferir con las actividades del sector privado y en virtud de las cuales podrían resultar adversamente afectadas la economía en general y/o el mercado de capitales local, y ello puede tener efectos adversos sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial.

1.12 Es preciso que el Gobierno Argentino efectúe significativas inversiones en bienes de capital en la infraestructura energética.

En años recientes, la demanda interna de gas natural y electricidad experimentó sustanciales incrementos. El Gobierno Argentino también instauró una política de mantener los precios de la energía bajos en comparación con los precios de otros mercados, principalmente a través de subsidios a los consumidores residenciales que actualmente se están analizando con miras a una posible reducción o incluso a una suspensión. Estos factores, entre otros, derivaron en insuficiencia de inversión en el sector energético de todo el país y ello a su vez ha conllevado más déficits energéticos en significativas partes de la ciudad de Buenos Aires y ciertas provincias. Si el Gobierno Argentino no hace inversiones, o no genera incentivos para que el sector privado realice inversiones a tiempo en ciertas áreas de la infraestructura para energía, es posible que la Argentina pueda sufrir una crisis energética.

Existe la probabilidad de que cualquiera de dichos efectos adversos sobre el sector energético puedan tener un efecto adverso sustancial sobre la economía argentina lo cual sucesivamente podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

1.13 Ciertas medidas adoptadas por el Gobierno Argentino así como los reclamos de los empleados de la Sociedad y/o de los sindicatos podrían generar presiones para que se aumenten los salarios y/o los beneficios de los empleados y ello podría subir los costos operativos de la Sociedad.

En el pasado, el Gobierno Argentino dictó ciertas reglamentaciones que le exigían a negocios del sector privado mantener ciertos niveles de salarios y beneficios para sus empleados. Esta circunstancia intensificó la presión aplicada por los empleados y los sindicatos sobre los negocios del sector privado y público para aumentar los salarios y los beneficios de los empleados y adherir a convenios colectivos de trabajo.

Al 31 de marzo de 2015 el salario mínimo vigente son $ 4.716. Como consecuencia de los altos niveles de inflación, los empleadores de los sectores público y privado están siendo objeto de significativas presiones por parte de las organizaciones sindicales y sus empleados para que les aumenten aún más los sueldos. Durante 2014, los sindicatos consensuaron con cámaras empresariales incrementos salariales que en promedio fueron de 29,7%.

Al 31 de diciembre de 2014, aproximadamente el 43% de los empleados de la Sociedad estaban afiliados a algún sindicato. Si bien a la fecha del presente Prospecto las relaciones de la Sociedad con los sindicatos son estables, no se puede garantizar que no experimentarán conflictos laborales ni paros en el futuro y ello tendría un efecto adverso sustancial sobre su actividad e ingresos. No hay garantías de que se puedan negociar nuevos convenios colectivos de trabajo en los mismos términos que los que se encuentran en vigencia o que no se nos harán huelgas ni se suspenderá la actividad laboral durante el proceso de negociación o después.

Podría suceder que el Gobierno Argentino adopte nuevas medidas que exijan a la Sociedad incrementar los salarios y/o los beneficios de los empleados si sus empleados y/o sus sindicatos así lo exigen y ello podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”.

1.14 La información públicamente disponible de las empresas públicas en la Argentina es en general menos detallada y no se actualiza con la frecuencia que la información que se publica regularmente por o acerca de las sociedades que listan en los Estados Unidos.

La información pública de las entidades emisoras de valores admitidos a listado en el Merval, como Genneia, ofrece menos detalle en ciertos aspectos de la información que se publica regularmente por o acerca de las empresas que listan en Estados Unidos y otros países. Además, las normas que rigen el mercado de valores argentino no son tan extensas como las vigentes en los Estados Unidos y otros mercados mundiales importantes. Como resultado, puede haber menos información disponible acerca de las empresas argentinas que se publica regularmente por o acerca de las empresas que listan en los Estados Unidos y algunos otros países.

1.15 Las modificaciones a la normativa tributaria argentina pueden afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de la Sociedad.

El 23 de septiembre de 2013 se sancionó la Ley Nº 26.893 que modifica la Ley del Impuesto a las Ganancias. De acuerdo con las modificaciones, la distribución de dividendos queda gravada con el impuesto a las ganancias a una alícuota del 10,0% (salvo que la distribución fuera realizada a otra sociedad argentina) y las ventas, permutas o enajenaciones de acciones y otros títulos valores que no se negocian ni listan en los mercados de capitales se encuentran gravadas con el impuesto a las ganancias a una tasa del 15,0% para las personas físicas y sucesiones indivisas residentes en Argentina.. Estas modificaciones pueden afectar en forma adversa los resultados de las operaciones de las subsidiarias de la Sociedad y tener un impacto adverso sobre los resultados de la venta o la disposición de las acciones de sus subsidiarias.

2. Riesgos relacionados con nuestros Negocios

2.1 El Gobierno Argentino ha intervenido en el sector de la electricidad en el pasado y es probable que continúe interviniendo.

Para afrontar la crisis económica de Argentina de los años 2001 y 2002, el Congreso argentino sancionó la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario Nº 25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”) y otras reglamentaciones en virtud de las cuales se efectuaron diversos cambios al marco regulatorio aplicable al sector eléctrico. Dichos cambios incluyeron la pesificación y el congelamiento de las tarifas, la cancelación de los mecanismos de ajuste por inflación, un sistema de establecimiento de precios complejo que afectaron sustancialmente a las empresas dedicadas a la generación, transmisión y distribución de electricidad y provocaron sustanciales diferencias de precios en el mercado.

El Gobierno Argentino continúa interviniendo en este sector, incluyendo el otorgamiento de aumentos de márgenes temporarios, propuestas de un régimen de nuevas tarifas sociales para residentes de áreas golpeadas por la pobreza, la creación de cargos específicos para recolectar fondos que son transferidos a fondos fiduciarios gestionados por el Gobierno Argentino para financiar inversiones en infraestructura de distribución, generación y transmisión y de obligaciones de inversión para la construcción de nuevas centrales de generación y para la expansión de redes existentes de transmisión y distribución. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad - La Industria de la Energía Eléctrica en la República Argentina”.

Estas medidas y otras similares que pueden ser adoptadas por el Gobierno Argentino en el futuro, u otras medidas que pueden incrementar aún más las obligaciones regulatorias de la Sociedad, que incluyen subas de impuestos, alteraciones desfavorables en las estructuras tarifarias y otras obligaciones regulatorias de la Sociedad, cuyo cumplimiento incrementaría los costos de la Sociedad, podrían tener un efecto adverso material sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables

2.2 La capacidad de la Sociedad de percibir sus ingresos depende de factores ajenos a su control.

Genneia efectúa casi todas sus ventas bajo sus PPA a dos clientes, CAMMESA y ENARSA, que juntos representan 91,0%, 91,0% y 90,0% de las ventas netas consolidadas en 2012, 2013 y 2014, respectivamente. Además, los pagos que le efectúa CAMMESA dependen de pagos que CAMMESA a su vez recibe de otros agentes del MEM tales como las empresas de distribución de energía eléctrica y del Gobierno Argentino. Durante la crisis económica argentina de 2001/2002, una significativa cantidad de agentes del MEM incurrió en incumplimientos de sus obligaciones de pago a CAMMESA, las cuales a cambio afectaron adversamente la capacidad de CAMMESA de cumplir con sus obligaciones de pago a los generadores. Más recientemente, desde el 2012, en los periódicos locales se ha informado que las dos distribuidoras de mayor envergadura, Edenor y Edesur, incurrieron en incumplimientos de significativos pagos a CAMMESA o sólo efectuaron pagos parciales.

Además, el fondo de estabilización administrado por CAMMESA creado por la Resolución del SEN N° 61/92 (el “Fondo de Estabilización”), a fin de cubrir la diferencia entre el precio spot y el precio estacional de la electricidad, exhibió un déficit permanente en los últimos años debido a las medidas dictadas bajo la Ley de Emergencia y la Resolución N° 240/2003. Este déficit está cubierto por el Gobierno Argentino, sin embargo, no podemos asegurar que el Gobierno Argentino no modificará esta normativa, que continuará cubriendo el déficit o que lo hará en tiempo y forma o en su totalidad.

La percepción por parte de CAMMESA de montos pagaderos por otros agentes del MEM y el déficit constante del Fondo de Estabilización hicieron que CAMMESA se demorara significativamente en sus obligaciones de pago, situación fuera de nuestro control. Véase la sección “5. Reseña y perspectiva operativa y financiera”. La incapacidad de CAMMESA de cumplir con sus obligaciones de pago podría conllevar demoras sustanciales en las cobranzas de la Sociedad de los montos pagaderos a nosotros por CAMMESA, que a su vez podría tener un efecto adverso sustancial sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

En el caso de los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA de la Sociedad con ENARSA, ésta le ha cedido a la Sociedad sus derechos de cobranza contra CAMMESA bajo los respectivos contratos subyacentes con el MEM, pero no le ha cedido sus obligaciones ni otros derechos estipulados en los mismos. En consecuencia, los pagos que CAMMESA debe efectuarnos bajo dichos contratos con el MEM dependen del cumplimiento de ciertas obligaciones asumidas por ENARSA, que no le han sido cedidas y que están fuera del control de la Sociedad. Genneia no puede garantizar que el incumplimiento de las obligaciones de CAMMESA o de ENARSA bajo los contratos con el MEM no derivará en demoras o en incumplimientos en los pagos adeudados a nosotros bajo los contratos con el MEM subyacentes a los PPA de la Sociedad. Tales demoras o incumplimientos podrían afectar en forma sustancial y adversa la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

2.3 Riesgos de rescisión, modificación unilateral o no renovación luego del vencimiento de los contratos de la Sociedad.

Los términos y las condiciones de los PPA de la Sociedad pueden ser unilateralmente modificados o extinguidos o pueden aún quedar expuestos a incumplimientos contractuales por razones ajenas a su control. Por ejemplo, bajo los PPA para las centrales térmicas conectadas al SADI estipulan que las situaciones de fuerza mayor (según la definición de este instituto en el Código Civil) que no se subsanen dentro de los 120 días posteriores a la fecha de su comienzo, darán derecho a cualquiera de las partes a extinguir el PPA sin la obligación de pagar daños y perjuicios (ni de reclamarle daños y perjuicios) a la otra parte. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”. De acuerdo con los PPA de la Sociedad para energía eólica, si las multas pecuniarias que ENARSA le imponga exceden el 15,0% del monto total del PPA asociado, ENARSA tiene derecho a extinguir el PPA asociado notificándole a la Sociedad por escrito previamente. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”.

Es más, si bien ENARSA es una sociedad anónima caracterizada en el artículo 163 de la Ley de Sociedades y por lo tanto sus cuestiones jurídicas con terceros se encuentran bajo la órbita del derecho privado (con excepción de asuntos administrativos), el accionista controlante de ENARSA es el Gobierno Argentino. En ese sentido, de surgir una controversia con respecto a los términos de los PPA de la Sociedad con ENARSA, ésta podría invocar su condición de empresa sujeta a control estatal para tratar de modificar o de extinguir unilateralmente los PPA con la compañía en función de la potestad del Gobierno Argentino de hacerlo. Sin embargo, en ese caso tendríamos derecho a recuperar de ENARSA los daños ocasionados.

Asimismo, la Sociedad podría no celebrar nuevos contratos con entidades gubernamentales o empresas del Estado y/o los PPA de la Sociedad podrían no ser renovados o reemplazados por nuevos PPA (bajo los mismos o similares términos y condiciones) al vencimiento de su término vigente a la fecha del presente Prospecto (Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad) por razones ajenas a la Sociedad, incluyendo debido a procedimientos administrativos en curso o potenciales que resulten adversos para la Sociedad; que entre otras cosas podrían prevenir a ciertas entidades gubernamentales o empresas del Estado de suscribir nuevos acuerdos con la Sociedad si: (i) dicha determinación fuese eventualmente ratificada por tribunales competentes; (ii) pudiere interpretarse como aplicable a la renovación o sustitución de los contratos existentes, y (iii) las contrapartes fueren alcanzadas o estuvieren bajo el alcance de las regulaciones aplicables (Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad).

La rescisión de todos los PPA de la Sociedad o la modificación de cualquiera de los antedichos, en un modo sustancialmente adverso a sus intereses por razones más allá de su control, tendría un efecto sustancial adverso sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

2.4 Riesgo de incumplimientos contractuales ajeno al control de la Sociedad.

El cumplimiento normal de los PPA de la Sociedad depende de que sus contrapartes y ciertos terceros cumplan con las obligaciones que asumen bajo dichos contratos y bajo otros documentos determinados. Genneia se comprometió con ENARSA a desarrollar tres centrales térmicas alimentadas por biocombustibles y gases naturales ubicadas en las provincias de Santa Fe, Buenos Aires y Entre Ríos con una capacidad instalada combinada de 102 MW que comprende los Proyectos Térmicos Alimentados con Biocombustibles. Debido a un cambio efectuado por las autoridades argentinas en la fórmula ajustable que se aplica al precio de la energía que tornó a estos proyectos económicamente inviables, Genneia suspendió la construcción de estos proyectos mientras analiza alternativas con ENARSA y la Secretaría de Energía de la Nación (“SEN”) para que estos proyectos vuelvan a ser económicamente viables tal como se los proyectó originalmente. Si la Sociedad no puede resolver esta situación y modificar sus PPA para reflejar dicha resolución, puede suceder que ENARSA invoque un incumplimiento de las obligaciones de la Compañía bajo los correspondientes PPA, y ello podría tener un efecto adverso sustancial sobre su actividad, los resultados de sus operaciones y su situación financiera. Genneia entiende que tiene sólidos argumentos para defenderse de dichas controversias basándose en los cambios materiales acontecidos en el marco regulatorio del biocombustible.

Además, la Sociedad se encuentra desarrollando cinco parques eólicos adicionales en la Provincia del Chubut con una capacidad instalada combinada teórica de 220 MW que se conoce como Proyecto Eólico Madryn. De conformidad con los PPA firmados para este proyecto, se suponía que la construcción de los mismos debería haber concluido para 2011 y 2012. A causa de una demora de ENARSA en la construcción de ciertas mejoras en la estación transformadora de Puerto Madryn -que resulta necesaria para permitir a la Sociedad despachar la totalidad de la energía de la capacidad a ser instalada de 220 MW-, en caso de que la Sociedad hubiera completado la construcción de dichos parques eólicos dentro del plazo original, la Sociedad no hubiera podido despachar la energía producida en el Proyecto Eólico Madryn. En consecuencia, Genneia ha demorado la construcción para que coincida con el cronograma de ENARSA para completar dichas mejoras. Véase “4. Información sobre la Sociedad”.

2.5 La Sociedad opera parques eólicos, cuya rentabilidad depende en gran medida de adecuados vientos y demás condiciones climáticas, y se encuentran sujetos a riesgos operacionales.

El mercado de energía eólica argentina está en una etapa de crecimiento, y se espera que continúe en desarrollo durante muchos años. Hasta el 31 de diciembre de 2014, la Sociedad ha invertido un total de $712 millones en el desarrollo de los proyectos de generación de energía eólica de la Sociedad.

La cantidad de energía generada por los parques eólicos y su rentabilidad dependen en gran medida de las condiciones climáticas, en particular las condiciones de viento que varían sustancialmente en las diferentes ubicaciones de los parques eólicos, las estaciones y los años. Las variaciones en las condiciones del viento en los sitios de los parques eólicos ocurren como resultado de fluctuaciones diarias, mensuales y estacionales en las corrientes de los vientos y, en el largo plazo, como resultado de cambios y variaciones climáticas más generales. Dado que las turbinas sólo funcionarán cuando las velocidades de los vientos caigan dentro de ciertos rangos específicos que varían por tipo y fabricante de turbinas, si las velocidades de los vientos caen fuera de estos rangos o se acercan a los más bajos, disminuiría la producción de energía en nuestros parques eólicos.

Durante la fase de desarrollo y antes de la construcción de un parque eólico, se lleva a cabo un estudio de vientos para evaluar el recurso eólico potencial del sitio a lo largo de un período de, como mínimo, un año en promedio. En el caso de la Sociedad, ella lleva adelante estudios de vientos durante dos años. Estos estudios de vientos los lleva a cabo principalmente su propio equipo de evaluación así como consultores externos líderes en la industria de las energías renovables. Basa su presupuesto y decisiones de inversión núcleo en los hallazgos de estos estudios. La Sociedad no puede garantizar que las condiciones climáticas observadas en el sitio de un proyecto coincidirán con los presupuestos que asumió durante la fase de desarrollo de proyecto en función de dichos estudios y por lo tanto no puede garantizar que sus parques eólicos podrán satisfacer los niveles de producción anticipados. Puede suceder que los patrones de vientos y la producción de electricidad futuros en los parques eólicos de la Sociedad no reflejen los patrones de vientos históricos en los respectivos sitios y las proyecciones y que los patrones de vientos en cada sitio cambien con el paso del tiempo. Si en el futuro las velocidades de los vientos anuales promedio en las áreas de recursos eólicos en las que están emplazados sus parques eólicos son inferiores a los esperados, la producción de electricidad en los parques eólicos y sus ingresos serán inferiores a lo esperado.

Si en el futuro el recurso eólico en las áreas donde se encuentran los parques eólicos de la Sociedad es inferior a lo esperado, la producción de electricidad en dichos parques eólicos y los flujos de efectivo de operación serían más bajo de lo esperado quizás significativamente, y por lo tanto podría afectar material y adversamente la capacidad de la Sociedad para hacer los pagos bajo las Obligaciones Negociables.

Además, la operación de instalaciones de energía eólica como los parques eólicos de la Sociedad implican muchos riesgos, incluyendo un bajo rendimiento o fallas por desgaste de las turbinas, fallas de equipo, defectos de diseño, precaria operación, aumentando los costos de operación, el potencial daño a la vida silvestre la falta de obtener y mantener los permisos pertinentes, las disputas con los propietarios de tierras adyacentes, los cambios en el entorno regulatorio y el potencial de regulación o intervención gubernamental. Si bien la Sociedad tiene un acuerdo con Vestas para garantizar el rendimiento de nuestros parques eólicos, y mientras que cuenta con un seguro de protección contra riesgos operativos, el acaecimiento de cualquiera de los eventos anteriores podría reducir los ingresos de sus parques eólicos o aumentar los costos de operación de dichos parques eólicos, requerir gastos de capital adicionales, reducir la producción de electricidad de los parques eólicos, provocar lesiones personales o incluso la muerte al personal del operador u otras personas y dar lugar al pago de daños a un comprador de energía.

Cualquiera de los factores anteriores podría tener un efecto material adverso en el negocio de la Sociedad, resultados de operación y situación financiera, así como la capacidad de la Sociedad para pagar las Obligaciones Negociables.

2.6 Actualmente la Sociedad recurrió a un solo proveedor para la provisión de equipamientos así como para el mantenimiento y la asistencia técnica en sus parques eólicos operativos.

Genneia ha adquirido de Vestas todas las turbinas eólicas que comprenden su Parque Eólico Rawson. También ha celebrado contratos de servicios y de disponibilidad con Vestas en virtud de los cuales Vestas le brinda servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento con respecto a las turbinas que componen el Parque Eólico Rawson y garantiza que los parques eólicos logren un factor de disponibilidad mínimo. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad – II. Nuestro Negocio - III. Unidades de Negocios”. En consecuencia, Genneia depende de Vestas para la provisión de los servicios de mantenimiento. Por lo tanto, en el caso de que Vestas no cumpla con sus obligaciones de mantenimiento y/o sus obligaciones de garantía bajo los contratos mencionados, debido a sus dificultades financieras o de otra índole, la Sociedad podría sufrir un efecto adverso material sobre la actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

2.7 Pueden surgir dificultades operativas que acoten la capacidad de la Sociedad de generar electricidad y ello podría afectar en forma significativa y adversa los resultados de las operaciones.

Genneia puede experimentar dificultades operativas y ello puede exigir una suspensión temporaria de las actividades, incrementar significativamente los costos de mantenimiento o frustrar la capacidad de la Sociedad de generar electricidad. La operación de los establecimientos de la Sociedad plantea ciertos riesgos que incluyen falla de equipos, accidentes, conflictos laborales, menores niveles de rendimiento y/o incrementos inesperados en el consumo doméstico. Cuando las instalaciones y los equipos ya tienen mayor antigüedad, a pesar de un buen mantenimiento, pueden hacer falta significativas inversiones en bienes de capital para lograr un funcionamiento continuado y eficiente o para adaptarlos a nuevas reglamentaciones medioambientales. Cuando las instalaciones son más nuevas también pueden hacer falta inversiones en bienes de capital para optimizar el desempeño operativo.

Además, en el curso de las operaciones de la Sociedad, los procesos internos inadecuados pueden causar pérdidas directas o indirectas, defectos de tecnología, errores humanos o resultantes de ciertos eventos externos. El control y la gestión de dichos riesgos normalmente se basan en suficiente información y capacitación del personal y en la existencia de procedimientos operativos y planes de mantenimiento preventivo que minimicen la probabilidad y el impacto de cualquiera de dichos eventos.

Sin perjuicio de que la Sociedad cuenta con una cobertura de pólizas de seguro para riesgos operativos, toda pérdida o multa que en que incurra en el futuro, provocadas por indisponibilidades a causa de dificultades operativas, errores humanos o tecnológicos pueden tener un efecto adverso sustancial sobre la situación patrimonial de la Sociedad, el valor de sus activos, los resultados de sus operaciones y su actividad.

2.8 Hechos de la naturaleza pueden reducir la producción de electricidad a un nivel inferior al esperado.

Los desastres naturales, las condiciones climáticas severas o los accidentes que dañen las instalaciones o la operación de las centrales alimentadas a gas natural y parques eólicos de la Sociedad, en forma total o parcial, podrían tener un efecto adverso sustancial en los ingresos derivados del funcionamiento de dichas centrales alimentadas a gas natural y dichos parques eólicos. La descarga de un rayo, la acumulación de hielo en las aspas, los terremotos, los tornados, los vientos extremos, las tempestades severas, los incendios forestales y otras condiciones meteorológicas adversas o desastres naturales podrían dañar, o exigir el cierre de, turbinas u otros equipos o instalaciones asociados del proyecto o instalaciones de transporte coartando nuestra posibilidad de mantener y operar las centrales alimentadas con gas natural y los parques eólicos y disminuyendo los niveles de producción de electricidad y los ingresos. Cualesquiera de los eventos precedentes, en la medida en que no se encuentre totalmente cubierto por los seguros, tendría un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

2.9 La capacidad de la Sociedad de generar electricidad en sus centrales de generación térmica depende en parte de la disponibilidad de gas natural y combustibles líquido, y las fluctuaciones en la provisión o el precio del gas natural y del combustible líquido podrían tener un efecto sustancialmente adverso sobre los resultados de las operaciones.

La provisión y el precio del gas natural y del gasoil usados en las centrales de generación termoeléctrica de la Sociedad ha resultado afectada –y podría continuar siendo afectada en ocasiones– por alguno de los siguientes factores: la disponibilidad de gas natural y de gasoil en Argentina, la capacidad de la Sociedad de celebrar contratos con empresas de transporte locales de gas natural, la necesidad de importar una cantidad superior de gas natural y gasoil a precios superiores a los precios aplicables a la provisión doméstica como consecuencia de una producción doméstica acotada, y la redistribución del gas natural ordenada por la SEN a la luz de la escasez actual de la provisión de gas natural. Si la Sociedad se viera imposibilitada de comprar gas natural y gasoil a precios que nos resulten favorables o si la provisión de gas natural o de gasoil sufriera una reducción, los costos de la Sociedad podrían incrementarse o su capacidad de operar rentablemente sus instalaciones de generación termoeléctrica podría resultar menoscabada. Dicha alteración en su actividad de generación termoeléctrica a su vez tendría efectos adversos sustanciales sobre su actividad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables. En el marco de los PPA de la Sociedad con CAMMESA, de conformidad con el Acuerdo Marco, CAMMESA no está obligada a brindarle ni el gas natural ni el gasoil y tiene la opción de hacerlo o de reembolsarle a la Sociedad el costo del gas natural y el gasoil. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en la Resolución N° 529/2014 de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión comercial y el despacho de combustibles necesarios para la operación de las centrales térmicas de la Sociedad. En virtud de ello, la disponibilidad de las centrales térmicas amparadas bajo PPA con CAMMESA se considera con independencia del combustible. Si bien CAMMESA actualmente le provee a la Sociedad tanto el gas natural como el gasoil necesario para alimentar sus centrales térmicas, conforme lo previsto en la mencionada Resolución N° 529/2014, la Sociedad no puede asegurar que CAMMESA continuará haciéndolo en caso de que se modifique dicha regulación. Véase la sección“4. Información sobre la Sociedad – II. Nuestro Negocio - III. Unidades de Negocios”.

2.10 Genneia lleva adelante su actividad en un entorno intensamente regulado que le impone a su actividad costos significativos y podría exponerse a multas y obligaciones que podrían tener un efecto adverso sustancial sobre los resultados de sus operaciones.

Genneia se encuentra sujeta a una amplia gama de normas regulatorias y de supervisión federales, provinciales y municipales que resultan aplicables en general a empresas dedicadas a la actividad en Argentina, que incluye leyes y normativa de carácter laboral, previsional, de salud pública, protección al consumidor, el medioambiente, la competencia y el control de precios. La Sociedad no puede asegurar que las leyes y la normativa regulatoria actuales o futuras no le exigirán incurrir en gastos sustanciales o que no tendrán por otras razones efectos adversos materiales sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

Además, para comenzar a operar en el marco de los PPA para las centrales de energía térmica, la Sociedad tiene la obligación de cumplir con fechas de operación comercial programadas para los proyectos y de allí en más de proporcionar capacidad en firme y despacharle electricidad al SADI cuando así se nos solicite. El incumplimiento de dicha obligación cuando no exista un evento de fuerza mayor o un mantenimiento programado en general conlleva la imposibilidad de cobrar los montos pagaderos por capacidad en firme y una pérdida de ingresos provenientes de ventas de electricidad pero también podría dejar a la Sociedad expuesta a significativas multas y obligaciones y aún a la rescisión de sus PPA. Es más, según estipulan los PPA de la Sociedad con ENARSA, la misma se encuentra obligada a indemnizar a ENARSA todo daño que ésta pueda haber sufrido con motivo del incumplimiento de sus obligaciones en el marco de dichos PPA. Genneia no puede garantizar que no se le aplicarán multas sustanciales ni que no asumirá responsabilidad alguna por sustanciales daños en el futuro y ello tendría un efecto adverso sustancial sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

2.11 Los conflictos con los sindicatos y el aumento de salarios y/o beneficios para los empleados puede afectar en forma adversa las operaciones de la Sociedad.

El personal de operación y mantenimiento en cada una de las centrales térmicas de la Sociedad (que representa 37% de nuestra dotación) se encuentra afiliado al sindicato Luz y Fuerza. El personal administrativo de la Sociedad (que representa el 6% de nuestra dotación) se encuentra afiliado al sindicato Empleados de Comercio. Aproximadamente el 43% de nuestros trabajadores se encuentra cubierto por beneficios otorgados por convenios colectivos de trabajo. Si bien históricamente la Sociedad ha tenido buenas relaciones con sus sindicatos y no ha experimentado huelga alguna en la historia de la empresa, no se puede garantizar que dicha situación no sufra alteraciones con el transcurso del tiempo. Los conflictos con estos sindicatos o los requerimientos de subas salariales o mejoras de los beneficios como resultado de nuevos convenios colectivos de trabajo o por otras causas (Véase en la presente sección “Riesgos relacionados con Argentina – Ciertas medidas adoptadas por el Gobierno Argentino así como los reclamos de los empleados de la Sociedad y/o de los sindicatos podrían generar presiones para que se aumenten los salarios y/o los beneficios de los empleados y ello podría subir los costos operativos de la Sociedad”) podrían ocasionar efectos materiales adversos sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables, especialmente si estas circunstancias no se reflejan inmediatamente en sus tarifas.

3. Riesgos Relacionados con Nuestra Actividad de Energía Eléctrica

3.1 El sector de la energía eléctrica está sujeto a un significativo grado de intervencionismo por parte del Gobierno Argentino y ello puede tener un efecto adverso sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Sociedad.

Históricamente, la industria de la energía eléctrica ha estado sujeta a significativos controles por parte del Gobierno Argentino a través de la titularidad y la administración de empresas de propiedad estatal dedicadas a la generación, el transporte y la distribución de electricidad. A partir de 1992, desde la privatización de varias empresas del sector público, el Gobierno Argentino redujo el control que ejercía sobre la industria. Sin embargo, la industria de la electricidad sigue sujeta a intensa reglamentación e intervencionismo estatal. Especialmente en el año 2002, el sector eléctrico argentino fue objeto de una importante intervención como resultado de la crisis a través de la sanción de la Ley de Emergencia Pública y demás resoluciones que introdujeron varias modificaciones sustanciales en el marco regulatorio aplicable al sector eléctrico. Estas modificaciones, que afectaron significativamente a empresas dedicadas a la transmisión, la distribución y la generación de electricidad incluyeron (i) el congelamiento y la conversión a Pesos de las tarifas; (ii) la revocación de los mecanismos de ajuste e indexación debido a la inflación; y (iii) la imposición de nuevos mecanismos para la fijación de precios en el MEM, medidas ellas que tuvieron un impacto significativo en las empresas del rubro de la generación y que conllevaron un desequilibrio de los precios significativos entre los participantes del mercado.

3.2 La Sociedad se encuentra sujeta a diversas leyes, reglamentaciones y autorizaciones relativas al medioambiente que afectan sus operaciones y pueden dejar a la Sociedad expuesta a costos, pasivos, obligaciones o restricciones significativas.

Genneia se encuentra sujeta a diversas leyes, reglamentaciones y autorizaciones relativas al medioambiente que rigen, entre otras cosas, la generación, el uso, la transmisión, la administración y la disposición de materiales peligrosos, la emisión y la descarga de materiales peligrosos a la tierra, el aire o el agua, y la salud y la seguridad humanas. No cumplir con estos requisitos medioambientales puede derivar en la instauración de procesos legales en contra de la Sociedad, en la imposición de multas o de otras sanciones. También la Sociedad podría incurrir en significativos costos de capital o de cumplimiento regulatorio en relación con dichos requisitos. También podría atribuírsenos responsabilidad por contaminación, exposición de humanos a materiales peligrosos u otros daños medioambientales relativos a las operaciones de la Sociedad. Se pueden instaurar en su contra reclamos medioambientales en el futuro. Si bien Genneia considera que cuenta con un nivel suficiente de cobertura de seguros, la normativa medioambiental en Argentina exige un nivel de seguros del que no se dispone actualmente en el mercado argentino. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”.

Estos requisitos medioambientales, así como su interpretación y la potestad de exigir su observancia, cambian con frecuencia y han exhibido la tendencia de tornarse cada vez más estrictos. Las leyes, reglamentaciones y autorizaciones relativas al medioambiente en el futuro podrían exigirnos incurrir en costos adicionales para que nuestros equipos, centrales y operaciones satisfagan dichos requerimientos y mantengan dicha condición de satisfacción de requerimientos. En especial en lo atinente a la infraestructura de la Sociedad situada en las proximidades de áreas urbanas o dentro de dichas áreas, la capacidad de la Sociedad de expandir su infraestructura y de satisfacer los incrementos de la demanda podría resultar acotada por dichos requerimientos futuros.

Los costos de la Sociedad, los pasivos, las obligaciones y las restricciones relacionadas con cuestiones medioambientales podrían tener un efecto material adverso sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

3.3 Genneia puede quedar expuesta a riesgos relacionados con litigios judiciales y procedimientos administrativos que podrían afectar su actividad y su rendimiento financiero en forma material y adversa en caso de un pronunciamiento desfavorable.

La actividad de la Sociedad puede exponerla a acciones legales relacionadas con procedimientos de índole laboral, regulatorio, impositivo y administrativo, a investigaciones gubernamentales, a demandas de responsabilidad civil por actos ilícitos, a controversias contractuales, instauración de acciones penales, entre otras cuestiones. En el contexto de estos procesos legales puede suceder que no sólo se le exija pagar multas o daños monetarios sino también que se le impongan sanciones o medidas precautorias complementarias que afectaran su capacidad de continuar sus operaciones. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”. Si bien Genneia puede presentar sus descargos en estos asuntos y recurrir a la cobertura de seguros cuando corresponda, los litigios judiciales y otros procesos legales son intrínsecamente costosos e impredecibles con lo cual resulta difícil estimar con precisión el resultado de los litigios judiciales o los procesos legales reales o potenciales. Si bien la Sociedad puede constituir las provisiones que le parezcan necesarias, los montos que provisionemos pueden ser significativamente diferentes de los montos que luego se deba pagar debido a las incertidumbres intrínsecas del proceso de estimación.

3.4 Genneia depende de los conocimientos y la experiencia de su equipo gerencial y la pérdida de algún miembro competente del equipo gerencial puede afectar adversamente su actividad, su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

La actividad de Genneia y su rendimiento actuales y futuros dependen significativamente de los continuos aportes de sus gerentes, de la alta gerencia y de su equipo de ingenieros y otros empleados clave altamente idóneos. También dependen de su capacidad para atraer, capacitar, motivar y retener personal clave de gerencia, comercial y técnico con las aptitudes y la experiencia necesarios.

La Sociedad no puede garantizar que tendrá el mismo grupo de ejecutivos en el futuro ni que en caso de que se contraten nuevos ejecutivos en reemplazo de los anteriores ejecutivos éstos tengan conocimientos y experiencia comparables. No se puede garantizar que se tendrá éxito en la retención y la atracción de personal clave y el reemplazo de cualquier empleado clave puede ser dificultoso e insumir mucho tiempo. La pérdida de miembros del equipo gerencial competentes y de la experiencia y los servicios del personal clave o la incapacidad de contratar recursos humanos adecuados en su reemplazo o staff adicional podría tener un efecto material adverso sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y la capacidad de la Sociedad de pagar las Obligaciones Negociables.

3.5 Riesgos relacionados con los defectos técnicos de la conexión a la red de transmisión de energía eléctrica en el SADI.

Una parte significativa de las instalaciones centrales que opera la Sociedad se vinculan con el SADI. Si no fuera posible establecer dicha conexión o si la misma fuera insuficiente y en la medida que dicha situación no esté cubierta por las pólizas de seguros de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su actividad quedarían material y adversamente afectados.

3.6 Genneia podría verse afectada por demoras o restricciones a las importaciones.

Por medio de la Resolución General 3252, con fecha 1 de febrero de 2012, la AFIP implementó un sistema que les exige a los importadores confeccionar una Declaración Jurada Anticipada de Importación antes de la emisión de las órdenes de compra (o documentos similares). Para ser validada, esta declaración debe ser revisada por diferentes organismos gubernamentales en un prolongado proceso.

La actividad de la Sociedad demanda significativas inversiones en infraestructura que incluyen la importación de equipos. Si bien hasta ahora no ha sido afectada por esta reglamentación, la Sociedad no puede asegurar que en el futuro los productos que necesita importar para desarrollar su actividad no sufrirán demoras ni se toparán con dificultades para la importación de bienes a Argentina. Si así fuera, los resultados de sus operaciones y su actividad podrían resultar adversamente afectados.

3.7 La Sociedad podría encontrarse imposibilitada de cumplir con sus obligaciones bajo el Acuerdo Marco.

En virtud del Acuerdo Marco, Genneia se ha comprometido a desarrollar y poner a disposición del SADI para abril de 2019, una o más centrales térmicas con una capacidad instalada combinada de 200 MW. Para garantizar y financiar parcialmente el desarrollo de estos 200 MW, el Acuerdo Marco dispuso la constitución de una cuenta custodia bajo administración conjunta de CAMMESA y la Emisora en la que se segregará parte de los cargos por potencia puesta a disposición pagaderos bajo los nuevos PPA. Además, el porcentaje de los pagos de la Sociedad bajo los PPA en vigencia con CAMMESA que se retienen bajo la Cuenta Custodia se incrementan con el transcurso del tiempo. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”.

Si Genneia se viese imposibilitada a desarrollar y brindar la disponibilidad de la capacidad instalada combinada de 200 MW a tiempo, podría perder los fondos retenidos por CAMMESA en la cuenta custodia y ello podría tener un efecto adverso sustancial sobre su situación patrimonial, el valor de sus activos, los resultados de sus operaciones y su actividad. Es más, dado que el monto retenido se incrementa con el transcurso del tiempo, cuanto más tiempo nos lleve poner esta capacidad instalada a disposición, mayor será la porción de nuestros ingresos que quedará retenida en la cuenta custodia, situación que también podría afectar adversamente la situación patrimonial de la Sociedad.

3.8 La Sociedad podría estar sujeta a multas y sanciones ante el incumplimiento de sus PPA.

La Sociedad podría ser objeto de penalidades en caso de incumplimientos de sus contratos para la venta de energía eléctrica. De conformidad con sus PPA, se recibe un pago por disponibilidad fijo que se reduce en forma proporcional al porcentaje de desviación de la disponibilidad plena. Si la disponibilidad de la Sociedad cae por debajo del 92%, se le impone una penalidad específica. La Sociedad no alcanzó el umbral de disponibilidad mínima en algunas de sus centrales en 2014, y ello derivó en multas de U$S 2,1 millones en 2014.

Toda multa, sanción o reducción de sumas recibidas por la Sociedad a cuenta de capacidad en firme por potencia puesta a disposición podrían afectar en forma adversa y sustancial la situación patrimonial de la Sociedad, el valor de sus activos, sus resultados y su actividad.

3.9 La exposición a múltiples jurisdicciones provinciales y municipales podría afectar el negocio de la Sociedad en forma adversa.

Argentina tiene 23 provincias y una ciudad autónoma (la Ciudad de Buenos Aires). Cada una de ellas tiene, de acuerdo con la Constitución de la Nación Argentina, facultades plenas para sancionar legislación en materia de impuestos, asuntos medioambientales y el uso del espacio público. Del mismo modo, dentro de cada provincia, los gobiernos municipales tienen amplias facultades para reglamentar dichos asuntos. Si bien la generación de electricidad está considerada como actividad de interés general sujeta a leyes nacionales, el hecho de que nuestras instalaciones se encuentren dispersas en diferentes provincias nos hace objeto de normativa provincial y municipal. Tenemos operaciones en 3 provincias diferentes (Buenos Aires, Entre Ríos y Chubut) y no hemos sufrido efectos adversos sustanciales de nuestra exposición a la jurisdicción de múltiples provincias y municipalidades. Sin embargo, no es dable asegurar que acontecimientos futuros en las provincias y municipalidades en materia de impuestos (incluyendo a las ventas, seguridad e higiene y tasas por servicios generales), cuestiones medioambientales, el uso del espacio público u otras cuestiones no tengan un efecto adverso sustancial sobre nuestra actividad, los resultados de nuestras operaciones y nuestra situación patrimonial, y nuestra capacidad de pagar las Obligaciones Negociables. Véase la sección “4. Información sobre la Sociedad”.

3.10 Puede suceder que la Sociedad no tenga seguros suficientes para cubrir todas las pérdidas potenciales y el costo de su cobertura de seguros actual podría incrementarse, lo cual podría afectar su actividad en forma adversa.

Genneia mantiene cobertura de seguros para mitigar los principales riesgos asociados a las industrias en las que se lleva adelante sus actividades. La Sociedad no puede garantizar que sus pólizas de seguros brindan cobertura suficiente para las pérdidas incurridas por fallas en sus operaciones o como consecuencia de un proceso legal instaurado por un tercero. Tampoco se puede asegurar que todos los riesgos a los que se encuentra expuesta la Compañía se encuentran cubiertos por nuestros seguros vigentes. También puede suceder que la Compañía no obtenga cobertura de seguros en el futuro en términos similares a los de nuestros seguros actuales. Además, en el mercado argentino en la actualidad no se dispone de pólizas de seguros contra siniestros ambientales.

Las pólizas de seguros de la Sociedad son objeto de revisión periódica por parte de sus aseguradoras. Si los montos de sus primas suben, puede suceder que la Sociedad no pueda mantener una cobertura comparable a su cobertura actual o puede suceder que sólo pueda hacerlo a un costo significativamente superior. Todo costo adicional podría tener un efecto adverso material sobre la actividad de la Sociedad, perspectivas, situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

Los siniestros que superen el monto por el cual está asegurada la Sociedad, los siniestros por los cuales no se recibió reparación alguna de sus aseguradoras o los siniestros que no están cubiertos por las pólizas de seguros que mantiene la Compañía, podrían derivar en costos inesperados y sustanciales que podrían tener un efecto adverso material sobre nuestra situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

3.11 Podrían surgir conflictos entre los intereses de los accionistas de la Sociedad y los de los tenedores de las Obligaciones Negociables.

A la fecha de este Prospecto, nuestro capital accionario se divide en dos clases de acciones, cada una de las cuales representa un 50,0% de los derechos de voto de la sociedad y ello determina cuestiones importantes concernientes a nuestros asuntos societarios. Estas cuestiones incluyen, sin carácter taxativo, ciertas decisiones que exigen la aprobación de los accionistas, la elección de una pluralidad controlante de los miembros de nuestro directorio así como cuestiones relativas a fusiones y adquisiciones, ventas de activos y otras iniciativas estratégicas. Pueden suscitarse conflictos entre los intereses de los accionistas controlantes y los de los tenedores de las Obligaciones Negociables con respecto a dichos asuntos y la evolución de dichas situaciones puede afectar adversamente los intereses de los tenedores de las Obligaciones Negociables.

3.12 Los ingresos de la Sociedad futuros dependen de la capacidad de la Sociedad de financiar proyectos de generación de energía eléctrica.

La capacidad de la Sociedad para obtener financiamiento para la construcción y la operación de grandes proyectos de generación de electricidad dependerán en gran medida de que prevalezcan las condiciones imperantes en los mercados de capital, sus actividades y resultados de explotación y del modo en que el mercado perciba el crecimiento potencial de la Sociedad. Al 31 de diciembre de 2014 Genneia tenía $. 2.296,4 millones de deuda pendiente de pago bajo las facilidades crediticias de la Sociedad y sus títulos valores emitidos. La capacidad de la Sociedad de llevar adelante algunos de los proyectos de la Sociedad actualmente en construcción o desarrollo, así como para hacer inversiones futuras, expandir el negocio o responder a los desafíos que plantee la competencia se vería coartada si no nos fuera posible acceder a fuentes de financiación o incrementar las fuentes de financiación existentes en términos que nos fueran favorables o de cualquier otro modo. La incapacidad de la Sociedad para obtener fondos a través de la financiación, la refinanciación o de cualquier otro modo para cualesquiera de dichos fines podría tener un efecto adverso sobre su actividad, los resultados de sus operaciones, su situación patrimonial, y su capacidad de pagar las Obligaciones Negociables.

3.13 La Sociedad puede experimentar dificultades en la obtención de cartas de crédito y seguros de caución por incumplimiento que la Sociedad necesita en el giro normal de nuestros negocios o enfrentar desafíos en el cumplimiento de las obligaciones potenciales de reembolso derivados de dichos instrumentos.

A Genneia se le exige presentar seguros de caución para garantizar sus ofertas en las licitaciones así como también el cumplimiento de sus obligaciones de acuerdo con sus PPA a lo largo de todo su plazo y pueden experimentar dificultades para obtenerlos y mantenerlos. Además, la Sociedad podría estar sujeta a la obligación de devolver las cantidades extraídas con respecto a cualquiera de dichos instrumentos en el caso de que haya una reducción en dichos instrumentos, debido a su incapacidad para llevar a cabo satisfactoriamente sus obligaciones en relación con los mismos que pueden expedirse. No mantener o no presentar seguros de caución por incumplimiento o cartas de crédito u otros avales, o cualquier incumplimiento que lleve a la obligación de devolver las cantidades derivadas de una reducción de dichos instrumentos, podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Sociedad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y la capacidad de la Sociedad de pagar las Obligaciones Negociables.

3.14 La Sociedad podría verse sujeta a restricciones frente al pago de dividendos y otras distribuciones de fondos de sus subsidiarias.

Las subsidiarias de la Sociedad son personas jurídicas claramente separadas de Genneia. Todo pago de dividendos, distribuciones, créditos o adelantos provenientes de nuestras subsidiarias puede encontrarse limitado por la ley. De acuerdo con la legislación de Argentina, los dividendos sólo pueden pagarse con los resultados acumulados y deben ser aprobados por una mayoría de los accionistas. Además, las sociedades por acciones deben constituir una reserva por un monto equivalente a, como mínimo, el 5,0% de sus resultados acumulados, que debe detraerse de los montos disponibles para el pago de dividendos. El pago de dividendos que efectúen nuestras subsidiarias también dependerá de las utilidades y consideraciones comerciales de nuestras subsidiarias. Además, nuestro derecho de recibir activos de cualquiera de nuestras subsidiarias en nuestro carácter de titulares de una participación en dichas subsidiarias al momento de su liquidación o proceso concursal estará efectivamente subordinado a los derechos de los acreedores de nuestras subsidiarias, incluyendo los acreedores comerciales.

Tampoco la Sociedad puede asegurar que sus subsidiarias podrán distribuir dividendos ni realizar otras distribuciones a su favor. En el caso de que sus subsidiarias dejen de hacer esos pagos, la Sociedad puede experimentar un efecto material adverso sobre su actividad, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial, y la capacidad de la Sociedad de pagar las Obligaciones Negociables.

4. Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables

4.1 Riesgo de ausencia de un mercado secundario para las Obligaciones Negociables.

Las Obligaciones Negociables de cualquier Clase y/o Serie determinada podrían no ser listadas en ningún mercado ni ser negociadas en sistemas de listado automatizados, por lo que no puede garantizarse que existirá un mercado secundario para las Obligaciones Negociables ni la liquidez del mercado secundario, en caso de que éste se desarrolle

4.2 En caso de concurso preventivo o acuerdo preventivo extrajudicial los tenedores de las Obligaciones Negociables votarán en forma diferente a los demás acreedores quirografarios.

En caso de que la Sociedad se encontrare sujeta a procesos judiciales de concurso preventivo, acuerdo preventivos extrajudiciales y/o similares, las normas vigentes que regulan las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables), y los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables emitidas bajo cualquier Clase y/o Serie, estarán sujetos a las disposiciones previstas por la Ley de Quiebras, y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales, y consecuentemente, algunas disposiciones de las Obligaciones Negociables no se aplicarán.

La normativa de la Ley de Quiebras establece un procedimiento de votación diferencial a los efectos de la determinación de las conformidades o disidencias al acuerdo preventivo. Conforme este sistema diferencial, en caso que los titulares de las Obligaciones Negociables no representen una porción sustancial del capital adeudado por la Emisora, su poder de negociación podría ser significativamente menor al de los demás acreedores financieros de la Sociedad. Esto se debe a que, de acuerdo con la Ley de Quiebras, la conformidad de los tenedores de las Obligaciones Negociables se toma como otorgada por una sola persona, por lo que, a los efectos de los cómputos de las mayorías en base al número de acreedores, los tenedores estarían sub representados respecto de otros acreedores financieros o comerciales de la Emisora.

En particular, la Ley de Quiebras establece que en el caso de títulos emitidos en serie, tal como las Obligaciones Negociables, los tenedores que representen créditos contra el concursado participarán de la obtención de conformidades para la aprobación de una propuesta concordataria y/o de un acuerdo de reestructuración de dichos créditos conforme el siguiente régimen: 1) se reunirán en asamblea convocada por el fiduciario o por el juez en su caso; 2) en ella los participantes expresarán su conformidad o rechazo de la propuesta de acuerdo preventivo que les corresponda, y manifestarán a qué alternativa adhieren para el caso que la propuesta fuere aprobada; 3) la conformidad se computará por el capital que representen todos los que hayan dado su aceptación a la propuesta, y como si fuera otorgada por una sola persona; las negativas también serán computadas como una sola persona; 4) la conformidad será exteriorizada por el fiduciario o por quien haya designado la asamblea, sirviendo el acta de la asamblea como instrumento suficiente a todos los efectos; 5) podrá prescindirse de la asamblea cuando el fideicomiso o las normas aplicables a él prevean otro método de obtención de aceptaciones de los titulares de créditos que el juez estime suficiente; 6) en los casos en que sea el fiduciario quien haya resultado verificado o declarado admisible como titular de los créditos, de conformidad a lo previsto en el artículo 32 bis, podrá desdoblar su voto; se computará como aceptación por el capital de los beneficiarios que hayan expresado su conformidad con la propuesta de acuerdo al método previsto en el fideicomiso o en la ley que le resulte aplicable; y como rechazo por el resto. Se computará en la mayoría de personas como una aceptación y una negativa; 7) en el caso de legitimados o representantes colectivos verificados o declarados admisibles en los términos del artículo 32 bis de la Ley de Quiebras, en el régimen de voto se aplicará el inciso 6 anterior; 8) en todos los casos, el juez podrá disponer las medidas pertinentes para asegurar la participación de los acreedores y la regularidad de la obtención de las conformidades o rechazos.

Adicionalmente, ciertos precedentes jurisprudenciales han sostenido que aquellos titulares de las Obligaciones Negociables que no asistan a la asamblea para expresar su voto o se abstengan de votar, no conforman la base computable a los efectos del cálculo de las conformidades al acuerdo preventivo. Sin perjuicio de ello, la Corte Suprema de Justicia de la Nación ha revocado una decisión en ese sentido, con lo cual la cuestión se encuentra controvertida a nivel jurisprudencial.

La consecuencia del régimen de obtención de mayorías antes descripto y de los precedentes judiciales mencionados hace que en caso que la Sociedad entre en un proceso concursal o de reestructuración de sus pasivos, el poder de negociación de los tenedores de las Obligaciones Negociables en relación al de los restantes acreedores financieros y comerciales puede verse disminuido si los tenedores de las Obligaciones Negociables no representaran una porción sustancial del capital adeudado por la Emisora.

4.3. La Emisora podrá rescatar las Obligaciones Negociables antes del vencimiento.

En caso que así se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente a una Clase y/o Serie, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas, en forma total o parcial, a opción de la Emisora (ver sección “9. De la oferta y la negociación. Términos y Condiciones de los Títulos” - “Rescate anticipado a Opción de la Sociedad” para mayor detalle) en determinadas condiciones. En consecuencia, un inversor podrá no estar en posición de reinvertir los fondos provenientes del rescate en un título similar a una tasa de interés efectiva similar a la de las Obligaciones Negociables.

4. INFORMACIÓN SOBRE LA SOCIEDAD

A continuación se proporciona cierta información sobre Genneia que el Directorio de la Emisora considera relevante. Dicho resumen de información de la Emisora, no pretende ser completo, por lo que antes de invertir en los Títulos, se deberá leer dicha información conjuntamente con el Prospecto en su totalidad (incluyendo sin limitación los capítulos titulados “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo” y “5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”, los Suplementos de Precio de cada Clase y/o Serie, y los estados contables de la Compañía y sus notas y anexos referidos en el presente Prospecto), para obtener un mayor entendimiento de la actividad de la Compañía, de sus subsidiarias, y del presente Prospecto.

I. Historia y desarrollo de la Compañía

Genneia fue constituida en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires el 24 de octubre de 1991 e inscripta en el Registro Público de Comercio (Inspección General de Justicia “IGJ”) el 14 de noviembre de 1991 bajo el número de registro 9.623, libro 110, Tomo A de Sociedades Anónimas inicialmente con el fin de explotar la distribución de gas propano en la localidad de Dolores, Provincia de Buenos Aires y bajo el nombre “Empresa de Gas del Sudeste – Emgasud S.A.”. El CUIT de la Sociedad es 30-66523411-4. Su duración es de 99 años desde la fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio. El domicilio legal se encuentra en Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El teléfono de la Sociedad es (54-2320) 657200 y la página de ina.com.ar" www.genneia.com.ar.

En el año 1992, con la promulgación de la Ley N° 24.076, Genneia obtuvo la habilitación para la distribución de gas natural en la localidad de Dolores, Provincia de Buenos Aires, bajo la figura de subdistribuidor, operando activos propios no esenciales y contando con la facultad de realizar actividades reguladas y no reguladas. A la fecha del Presente Prospecto, la Compañía ha transferido dicha unidad de negocios.

En el año 2001, Genneia se inició en las actividades de construcción de redes con la obra del gasoducto de aproximación para abastecer de gas a la localidad de Dolores, Provincia de Buenos Aires. Desde entonces, ha construido y expandido las redes de gas en las localidades donde opera como distribuidor de gas. A la fecha del Presente Prospecto, la Compañía ha transferido dicha unidad de negocios.

A fines del año 2004, Genneia constituyó la compañía subsidiaria Enersud, destinada a desarrollar actividades no reguladas de comercialización de gas natural, comercialización de capacidad de transporte de gas natural y otros servicios anexos.

En el año 2005, Genneia se inició en el rubro de instalación de gasoductos de alta presión con la construcción del Gasoducto Patagónico, de aproximadamente 570 Km. de longitud, el cual conectó el Yacimiento Cerro Dragón y la localidad de Esquel, ambos en la Provincia del Chubut. Actualmente el Gasoducto Patagónico ha sido cedido a Camuzzi Gas del Sur S.A.

A partir del año 2007, y en el marco del programa convocado por ENARSA denominado Energía Distribuida, Genneia comenzó a desarrollar proyectos de generación de energía eléctrica, alcanzando a la fecha del presente Prospecto una capacidad instalada de 273 MW de centrales de energía térmica conectadas al SADI. Adicionalmente, en los años 2008 y 2009 Genneia construyó y puso en marcha dos centrales de generación de energía eléctrica en un sistema aislado en las localidades de Gobernador Costa y Río Mayo, Provincia del Chubut, las cuales a la fecha del presente Prospecto poseen una capacidad instalada de 7 MW.

En enero de 2012 la Emisora inauguró el Parque Eólico Rawson con una capacidad instalada de 77,4 MW, convirtiéndose en el actor líder en el desarrollo de energías renovables en Argentina. Este proyecto fue desarrollado en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional ENARSA N° EE 001/2009 convocada por ENARSA para la provisión de energía eléctrica a partir de fuentes renovables (el “Programa GENREN”).

El 18 de abril de 2012 la Emisora celebró un Acuerdo Marco con la SEN para, entre otras cuestiones, extender la operación comercial de las centrales térmicas Pinamar, Matheu, Concepción del Uruguay, Olavarría, Las Armas I y II, Bragado y Paraná, luego de operados los vencimientos de los contratos de provisión oportunamente celebrados con ENARSA. De conformidad con el Acuerdo Marco, a la fecha del presente Prospecto la Sociedad tiene en vigencia diversos PPA con CAMMESA bajo los términos de la Resolución N° 220/2007 de la SEN para sus centrales térmicas conectadas al SADI, por un período adicional de siete años desde la fecha de vencimiento de los PPA originales.

Asimismo, la Sociedad, por sí y a través de subsidiarias, es titular de otros proyectos enmarcados bajo el Programa GENREN: Puerto Madryn I (eólica 50 MW), Puerto Madryn II (eólica 50 MW), Puerto Madryn Norte (eólica 50 MW), Puerto Madryn Sur (eólica 50 MW), Puerto Madryn Oeste (eólica 20 MW), San Lorenzo (térmica con biocombustibles 34 MW), Bragado (térmica con biocombustibles 34 MW) y Paraná (térmica con biocombustibles 34 MW). Respecto de las centrales térmicas con biocombustibles, véase la sección “Información sobre la Sociedad. III Unidades de Negocio. 2 Unidades de Negocio de Generación de Energía Eléctrica de fuentes renovables. Proyectos de Energía Térmica por Biocombustibles”

Finalmente, en línea con la estrategia de concentración de actividades en la generación de energía eléctrica, por asamblea de accionistas comenzada el 23 de marzo de 2012 y cerrada luego de un cuarto intermedio el 13 de abril de 2012, los accionistas de la Sociedad aprobaron la modificación de la denominación social de la Sociedad de “EMGASUD S.A.” por el nombre “GENNEIA S.A”, modificando en consecuencia el artículo primero del estatuto social, cuya modificación ha sido conformada por la CNV mediante Resolución N° 16.866 de fecha 2 de agosto de 2012, e inscripta ante la Inspección General de Justicia con fecha 9 de abril de 2013.

II. Nuestro Negocio

Básicamente, la totalidad de los ingresos provenientes de la generación de energía derivan de la venta de potencia puesta a disposición de las centrales de energía térmica y electricidad efectivamente entregadas por las centrales térmicas y parques eólicos a través de los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA con CAMMESA y ENARSA, respectivamente. Todos los PPA para las centrales térmicas conectadas al SADI constituyen acuerdos a largo plazo denominados en dólares estadounidenses y nos dan derecho a recibir pagos por potencia puesta a disposición, lo cual proporciona a la Compañía flujos de efectivo estables y predecibles. Aunque los PPA para las centrales de energía eólica no prevén pagos por potencia puesta a disposición a la Compañía – como es habitual en el sector de la energía eólica -, los mismos se benefician de la prioridad de despacho otorgada por la Resolución No. 61/92 de CAMMESA para la energía no almacenable generada a partir de fuentes renovables, como la eólica o la hidráulica.

Por los años finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014, se derivó 95,2%, 93,9% y 94,4% del EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación del negocio de generación de energía, de los cuales 62,7%, 66,4% y 65,8% correspondieron a la unidad de negocios de generación de la energía eléctrica de fuentes convencionales, y 37,3%, 33,6% y 34,2% correspondieron a la unidad de negocios de generación de la energía de fuentes renovables, respectivamente.

Adicionalmente a la unidad de negocios principal de generación y venta de energía, la Sociedad en forma directa y a través de su subsidiaria Enersud se encuentra comprometida en el negocio de la comercialización de gas natural y capacidad de transporte (negocio del gas natural), y por los años finalizados el 31 de diciembre 2012, 2013 y 2014, se derivó 4,8%, el 6,1% y 5,4% del EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación, respectivamente.

A la fecha del presente Prospecto, todos los activos operativos de la Sociedad se encuentran ubicados en Argentina y todos los ingresos de la Sociedad y resultados de sus operaciones se derivan de sus operaciones en Argentina.

La siguiente tabla proporciona información acerca de los activos de generación de energía, capacidad instalada y otros datos comerciales y operativos de la Sociedad para el año finalizado el 31 de diciembre de 2014.


	Fuente de Energía	Capacidad Instalada(1)	Disponibilidad	Generación Neta(2)	Capacidad Contratada(3)	Vencimiento PPA

Centrales térmicas	Gas/Gas Oil	280	96,9%	712	100%
Matheu	Gas/Gas Oil	42	98,8%	59	100%	18/11/2018
Paraná	Gas/Gas Oil	42	97,9%	64	100%	23/06/2019
Concepción del Uruguay I..	Gas/Gas Oil	21	99,3%	31	100%	20/10/2019
Concepción del Uruguay II	Gas/Gas Oil	21	99,7%	30	100%	29/10/2019
Olavarría	Gas/Gas Oil	42	99,4%	62	100%	21/09/2019
Las Armas I	Gas/Gas Oil	10	85,8%	26	100%	17/11/2019
Las Armas II	Gas/Gas Oil	25	95,9%	115	100%	20/01/2021
Bragado	Gas/Gas Oil	50	95,9%	188	100%	15/06/2021
Pinamar	Gas/Gas Oil	20	93,2%	114	100%	15/02/2018
Gobernador Costa	Gas	3.5	86,4%	12	100%	31/12/2025
Río Mayo	Gas	3.5	93,9%	10	100%	31/12/2025
Parque Eólico Rawson	Eólica	77.4	97,8%	294	100%
Rawson I	Eólica	48.6	97,7%	182	100%	01/01/2027
Rawson II	Eólica	28.8	97,9%	112	100%	20/01/2027

(1) En MW.
(2) En GW-hora.
(3) Porcentaje de la capacidad contratada en PPA.

El siguiente mapa muestra la ubicación geográfica de nuestros activos de generación de energía en operación a la fecha de este Prospecto:


Centrales de Energía en Operación

III. Unidades de Negocios

1. Unidad de Negocios de Generación de Energía Eléctrica de fuentes convencionales

Centrales de Generación de Energía Térmica

A partir del año 2007, la Sociedad participó en un proceso de licitación internacional (Licitación ENARSA Nº 1/2007 y N° 2/2007) llevado a cabo por ENARSA de acuerdo con el Programa de Energía Distribuida para desarrollar y operar nuevas instalaciones de generación de energía eléctrica. Como resultado de las distintas etapas de dicho proceso, se le adjudicó el derecho a desarrollar y operar siete centrales de generación térmica ubicadas en Pinamar, Matheu, Olavarría, Bragado y Las Armas, en la provincia de Buenos Aires, y en Paraná y Concepción del Uruguay, en la provincia de Entre Ríos, con una capacidad instalada total de 273MW. Estas centrales de energía cuentan con equipamiento de generación térmica de combustible dual (gas natural y combustible líquido), en las cuales la Sociedad posee un total de diecisiete turbinas generadoras con tecnología de punta (ocho turbinas GE TM2500, tres turbinas Pratt & Whitney Mobile PAC, y seis turbinas Solar Taurus T60). Las fechas de inicio de operación comercial de las centrales fueron: 16 de febrero de 2008 para la central de Pinamar, 19 de noviembre de 2008 para la central de Matheu, 24 de junio de 2009 para la central de Paraná, 22 de septiembre de 2009 para la central de Olavarría, 21 de octubre de 2009 para la central de Concepción del Uruguay I, 30 de octubre de 2009 para la central de Concepción del Uruguay II, 18 de noviembre de 2009 para central de Las Armas I, 21 de enero de 2011 para la central de Las Armas II y 16 de junio de 2011 para la central de Bragado. La inversión total de la Sociedad en relación a la instalación de estas centrales térmicas fue de aproximadamente U$S 315 millones, monto que fue financiado por medio de una combinación de aportes de capital, endeudamiento financiero y financiamiento de proveedores.

Los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA fueron celebrados originariamente con ENARSA entre los años 2008 y 2011, y su plazo de vigencia fue de tres años desde sus respectivas fechas de inicio de operación comercial de cada central. Sin embargo, con fecha 18 de abril de 2012 celebramos un Acuerdo Marco con la SEN para, entre otras cuestiones, extender la operación comercial de las centrales térmicas Pinamar, Matheu, Concepción del Uruguay, Olavarría, Las Armas I y II, Bragado y Paraná, luego de operados los vencimientos de los contratos de provisión oportunamente celebrados con ENARSA. De conformidad con el Acuerdo Marco, a la fecha del presente Prospecto todas las centrales térmicas de la Sociedad conectadas al SADI están operando bajo PPAs con CAMMESA según los términos de la Resolución N° 220/2007 de la SEN, por un período adicional de siete años desde la fecha de vencimiento de los PPA originales.

A continuación se resumen los principales términos de los PPA celebrados con CAMMESA

La Sociedad tiene la obligación de operar y mantener los bienes de generación de energía comprendidos bajo estos acuerdos, estar disponibles para generar, y generar electricidad a CAMMESA cuando así sea requerido.
CAMMESA no tiene cláusulas de compra obligatoria de energía, por lo que no se le requiere una compra mínima de la energía generada la Sociedad. La disponibilidad que la Sociedad pone a disposición se compensa a través de un cargo fijo por potencia puesta a disposición de U$S 21.275 por MW-mes.
La electricidad que efectivamente la Sociedad entrega es compensada por un monto en dólares que varía entre U$S 7,45 y U$S 10, para el caso de generación térmica utilizando gas natural y de entre U$S 10,15 y U$S 14,90 para el caso de generación térmica utilizando combustible líquido (gas oil), reflejando el costo por MW-hora de operar y mantener las Centrales Térmicas de la Sociedad, de acuerdo a lo aprobado por la SEN. Llegado el caso que los costos de operación o mantenimiento de la Sociedad se incrementen (incluso como consecuencia de una mayor inflación), la Sociedad tiene derecho a reclamar la compensación de estos incrementos a CAMMESA.
En el marco de los PPA de la Sociedad con CAMMESA, CAMMESA no está obligada a proveerle a la Sociedad gas natural ni gas oil, pudiendo optar por hacerlo, o reembolsarle el costo correspondiente. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en la Resolución N° 529/2014 de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión comercial y el despacho de combustibles necesarios para la operación de las centrales térmicas de la Sociedad. En virtud de ello, la disponibilidad de las centrales térmicas amparadas bajo PPA con CAMMESA se considera con independencia del combustible. A pesar de que actualmente CAMMESA provee a la Sociedad tanto el gas natural como el combustible líquido necesario para la generación en las Centrales Térmicas de la Sociedad, conforme lo previsto en la mencionada Resolución N° 529/2014, no podemos asegurar que CAMMESA continúe haciéndolo en caso de que se modifique dicha regulación. Llegado el caso que la Sociedad tenga que abastecerse de dicho gas natural y combustible líquido, tendría el derecho de trasladar a CAMMESA todos sus costos vinculados con dicho suministro de combustible líquido.
Los PPA prevén que en caso de no cumplirse una disponibilidad de al menos 92% mensual, CAMMESA aplicará ciertas penalidades en relación al porcentaje de desvío correspondiente, las cuales se detraen de las transacciones mensuales a las que corresponden dichas penalidades.
Ante el acaecimiento de un evento de fuerza mayor (de acuerdo a la definición del Código Civil), la Sociedad tiene permitido suspender su actividad hasta que dicho evento haya cesado. Si el evento de fuerza mayor no cesa dentro de los 120 días de haber comenzado, cualquiera de las partes puede rescindir el contrato sin daños y perjuicios para ninguna de ellas. Llegado el caso que los bienes de generación de la Sociedad se vuelvan indisponibles, en ausencia de un evento de fuerza mayor o (por indisponibilidad) por mantenimiento programado, CAMMESA tiene derecho a aplicar sanciones pecuniarias que se deducirán de los pagos que se le deban a la Sociedad.

Adicionalmente, en el 2007 la Sociedad celebró un contrato con la Provincia del Chubut para desarrollar y operar 7 MW de capacidad térmica en las localidades de Gobernador Costa y Río Mayo ubicadas en la provincia del Chubut. Las dos centrales térmicas con una capacidad instalada total de 7 MW consisten en un total de seis unidades generadoras a gas natural marca Cummins. La inversión total incurrida en relación a estas centrales fue aproximadamente de U$S 7,3 millones, y fue financiado a través de aportes de capital y deuda. El contrato celebrado en relación a estas centrales vence el 31 de diciembre de 2025 y estableció un pago por potencia puesta a disposición de Ps. 0,095 por kW-hora (ajustado trimestralmente según la variación del tipo de cambio con el dólar) y un precio de electricidad efectivamente generada de Ps.0,375 per kW-hora (con ajuste trimestral para reflejar los aumentos en los precios del gas natural y el costo de la mano de obra). Los pagos bajo este contrato son denominados y pagaderos en pesos.

La Sociedad opera in situ sus Centrales Térmicas y asimismo realiza trabajos de mantenimiento en todas sus centrales de energía térmica.

Cabe resaltar que con el objetivo principal de mejorar la disponibilidad de la unidad de negocio de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales, la Sociedad decidió implementar en el segundo semestre de 2013 y primer semestre de 2014 la iniciativa GEO (“Genneia Excelencia Operacional”), consistente en un plan estratégico con tres ejes de trabajo principales: i) comprender y anticipar las fallas de los equipos clave de generación de manera de aumentar la confiabilidad de la operación; ii) reducir los tiempos operativos de mantenimiento, efectuando un estudio estratégico de repuestos críticos y la incorporación de nuevos proveedores de materiales y servicios; y iii) implementar un programa de mejora continua. Estructurado como un proyecto transversal, GEO se apoyó sobre una organización matricial dirigido por un líder de proyecto y con representantes de cada área funcional. El monto de inversiones atribuido en el presupuesto 2014 puntualmente para este proyecto ascendió a USD 15,6 millones y previó varios mantenimientos mayores con cambios de turbinas o componentes mayores según condición técnica. Luego de estructurar el equipo de trabajo, relevar los activos tecnológicos y establecer prioridades, el proyecto fue implementado cumpliendo con su principal objetivo de elevar la disponibilidad promedio de las centrales térmicas y así lograr un incremento en la contribución marginal sostenible en el tiempo; alcanzando en 2014 una disponibilidad comercial del 97% comparada con el 88% en 2013.

Finalmente, y como parte integral de la iniciativa GEO, la Sociedad decidió la incorporación de turbinas de back up de cada una de las tres principales tecnologías utilizadas en las centrales térmicas con la finalidad de asegurar el máximo de disponibilidad comercial de las mismas. En esta línea, a la fecha del presente Prospecto la Sociedad ya cuenta con turbinas de back up para todas las sus centrales térmicas conectadas al SADI (tecnología GE para las centrales Matheu, Concepción del Uruguay, Paraná y Olavarría, Pratt & Whitney para las centrales Bragado y Las Armas II, y Solar Turbines para las centrales Pinamar y Las Armas I).

En el 2014, las centrales de energía térmica de la Sociedad vendieron 712 GW-hora, y tuvieron un 97% de disponibilidad comercial promedio.

Suministro de Combustible

Genneia utiliza diferentes tipos de combustible para operar sus centrales térmicas. El combustible para este tipo de tecnologías determina el costo variable de producción de cada instalación.

Todas las turbinas que Genneia opera son de funcionamiento a combustible dual, pudiendo funcionar con gas natural y combustible líquido (gas oil), con excepción de los equipos de las centrales térmicas de Río Mayo y Gobernador Costa, que funcionan únicamente con gas natural. Las centrales de Genneia operan principalmente con gas natural durante la mayor parte del año y con combustible líquido durante la temporada de invierno, cuando el gas natural se ve restringido en cuanto a la utilización para la generación de energía eléctrica y su suministro está limitado mayormente al uso residencial. Bajo los PPA de Genneia con CAMMESA, CAMMESA no está obligada a proporcionarle ni gas natural ni el combustible líquido, teniendo el derecho de hacerlo o a reembolsarle el costo correspondiente. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en la Resolución N° 529/2014 de la Secretaría de Energía de la Nación, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión comercial y el despacho de combustibles necesarios para la operación de las centrales térmicas de la Sociedad. En virtud de ello, la disponibilidad de las centrales térmicas amparadas bajo PPA con CAMMESA se considera con independencia del combustible. Actualmente CAMMESA le está proporcionando a Genneia el combustible líquido y el gas natural necesarios para despachar sus centrales térmicas.

Para contrarrestar los efectos de la escasez de suministro de gas natural en el sector eléctrico, las autoridades argentinas han recurrido a una serie de mecanismos que han intentado eficientizar el uso de gas natural que se reorienta hacia la generación de energía. A pesar de estas acciones, el suministro de gas natural ha venido resultando insuficiente para satisfacer la demanda de la generación de energía eléctrica, lo cual derivó en incrementos sustanciales en importación de gas natural licuado, con su correspondiente regasificación, y gas natural proveniente de Bolivia.

Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica

Bajo el Acuerdo Marco, la Compañía se ha comprometido a desarrollar y operar antes del 18 de abril de 2019, una o más nuevas centrales de energía térmica con una capacidad instalada combinada de 200 MW (el “Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica”). En relación con el Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica, la Compañía celebrará uno o más Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA con CAMMESA por un período de 10 años con respecto al 100% de la capacidad instalada, bajo los términos de la Resolución S.E. N° 220/2007 y en virtud de los cuales la Compañía tendrá derecho a recibir un cargo fijo por potencia puesta a disposición y un cargo variable por la energía efectivamente entregada en base a los costos de operación y mantenimiento aprobados por la SEN, que le permitirán obtener una tasa de retorno razonable sobre su capital según sea acordado con la SEN con anterioridad al comienzo del inicio de operación comercial de dichos nuevos proyectos. La Compañía estima que la inversión de capital total necesaria para desarrollar el Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica será de aproximadamente U$S 210 millones.

Con respecto a las inversiones de capital en las que incurrirá la Compañía en relación con el Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica, bajo el Acuerdo Marco la Compañía ha acordado con la SEN la creación de una cuenta custodia segregada administrada en forma conjunta por la Sociedad y por CAMMESA (la “Cuenta Custodia”), en la cual se depositan ciertos fondos que se detraen de los pagos correspondientes a las centrales térmicas actuales de la Sociedad, todo ello para garantizar una parte de la inversión requerida para la instalación del Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica.

De acuerdo con el Acuerdo Marco, la Cuenta Custodia se fondean realizando las siguientes deducciones de los pagos correspondientes al cargo fijo por potencia puesta a disposición bajo los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o s PPA de la Sociedad con CAMMESA para cada una de sus centrales térmicas conectadas al SADI:


Primeros tres Años	4to Año	5to Año a fecha de vencimiento
(U$S por MW-mes)
1.700	3.400	5.100

Centrales eléctricas Pinamar y Matheu: comenzando en la fecha de entrada en vigencia de los nuevos PPA con CAMMESSA, y por los tres años posteriores al vencimiento de los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA con ENARSA, un monto equivalente a U$S 1.700 por MW/mes.
Centrales eléctricas Olavarría y Paraná: comenzando en octubre de 2012, y por los tres años contados desde la entrada en vigencia de cada nuevo contrato de compra de energía eléctrica con CAMMESA, un monto equivalente a U$S 1.700 por MW-mes.
Centrales eléctricas Concepción del Uruguay, Las Armas I y II y Bragado: durante los primeros tres años posteriores a la entrada en vigencia de cada nuevo contrato de compra de energía eléctrica con CAMMESA, un monto equivalente a U$S 1.700 por MW/mes.

Al vencimiento de cada uno de los períodos de tres años mencionados previamente y por un período de un año, se deducirá un monto equivalente a U$S 3.400 por MW-mes de los pagos por potencia puesta a disposición que sean pagaderos para cada una de las centrales. Finalmente, una vez que dicho período de un año finalizara, para cada una de las centrales de energía térmica se deducirá un monto equivalente a U$S 5.100 por MW-mes de los pagos por potencia puesta a disposición que sean pagaderos para cada una de las centrales, hasta la finalización del plazo de vigencia de los respectivos acuerdos.

2. Unidad de Negocios de Generación de Energía Eléctrica de fuentes renovables

Parque Eólico Rawson

En el año 2009 la Sociedad participó en un proceso de licitación nacional e internacional (Licitación ENARSA N° 1/2009) llevado a cabo por ENARSA de acuerdo con el Programa de Energía Renovable para desarrollar y operar nuevas instalaciones de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. En el marco de esta licitación, en el año 2010 ENARSA se le adjudicó el derecho a desarrollar y operar un parque eólico en la Provincia del Chubut (el “Parque Eólico Rawson” o “PER”), entre otros proyectos. El Parque Eólico Rawson es una central de generación de energía eólica con una capacidad instalada de 77,4 MW conformada por 43 turbinas eólicas Vestas (modelo V90 1.8 MW, clase IEC IIA) adquiridas de conformidad con el acuerdo de suministro e instalación de turbinas firmado con Vestas Chile Turbinas Eólicas Limitada en octubre de 2010. Bajo el contrato de compra e instalación de equipos, Vestas Chile Turbinas Eólicas Limitada emitió una garantía a favor de la Sociedad en relación con las turbinas, torres y otro material a ser suministrado por una cantidad que no exceda el precio de compra abonado a la Sociedad por dicho material por un término de dos años (y un año adicional en caso de reparaciones durante el período de garantía) que venció el 31 de diciembre de 2013. Asimismo, la Sociedad ha celebrado acuerdos con Vestas de disponibilidad y servicios por los cuales Vestas le provee servicios de asistencia técnica, entrenamiento y mantenimiento en relación a las turbinas comprendidas en el Parque Eólico Rawson, por un plazo inicial de 5 años, luego prorrogado hasta el 31 de diciembre de 2017. Asimismo, Vestas le ha garantizado a la Sociedad que el parque eólico alcance un factor de disponibilidad de 95% durante el primer año, de 97,25% durante 2013 y de 98% durante los cuatro años restantes (con una responsabilidad máxima equivalente a las remuneraciones anuales a ser pagadas a los proveedores de servicios durante la vigencia de los acuerdos, siempre que tal limitación de responsabilidad no se aplique a ciertas obligaciones de indemnidad de Vestas).

En el año 2014, el Parque Eólico Rawson generó y vendió 294 GW-hora a ENARSA, y tuvo un 97,8% de disponibilidad comercial promedio. El factor de carga promedio durante dicho período fue de aproximadamente 43%.

Los pagos que recibe la Compañía en virtud del suministro de energía en el Parque Eólico Rawson están sustentados en dos PPA celebrados con ENARSA que vencen en enero de 2027 (o antes si se alcanza el monto máximo de ventas de energía que ENARSA se comprometió a adquirir). Bajo estos contratos, la Compañía tiene derecho a recibir un pago denominado en dólares por la energía efectivamente entregada. Como es habitual en proyectos de energía eólica, la Compañía no tiene derecho a recibir pagos por potencia puesta a disposición, pero ENARSA se comprometió a adquirir toda la energía generada por el parque hasta un máximo acumulado dentro del período contractual de 15 años de 3,825 TW-hora.

A continuación se describe un resumen de las principales condiciones de los PPA con ENARSA en relación al Parque Eólico Rawson:

Genneia tiene la obligación de operar y mantener el Parque Eólico Rawson.
Aunque Genneia no tiene derecho a percibir cargos por potencia puesta a disposición, la energía generada por el Parque Eólico Rawson se beneficia por la prioridad de despacho establecida por el actual marco regulatorio.
ENARSA está obligada a comprar la energía que fuera efectivamente entregada por el Parque Eólico Rawson hasta una cantidad máxima de energía (2,4 TW-hora para el Parque Eólico Rawson I y 1,425 TW-hora Parque Eólico Rawson II).
La energía efectivamente entregada es compensada mediante el cobro de un monto denominado en dólares por MW-hora, equivalente a U$S 128,70 para el Parque Eólico Rawson I y de U$S 124,20 para el Parque Eólico Rawson II.
Los montos a cobrar bajo los contratos están denominados en dólares y son pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia publicado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3500.
En caso de los costos de operación o mantenimiento de Genneia aumenten debido a la inflación u otros factores, Genneia no tiene derecho de cobrar a ENARSA dichos aumentos.
Durante las diferentes etapas de los proyectos, Genneia está obliga a cumplir con las normas nacionales, estatales y locales aplicables en materia ambiental.
Dado que ENARSA le ha cedido a Genneia sus derechos a recibir pagos en virtud de los Contratos de Abastecimiento MEM celebrados con CAMMESA, que sustentan cada uno de nuestros PPA con ENARSA, Genneia recibe los pagos directamente de CAMMESA.
Ante el acaecimiento de un evento de fuerza mayor (de acuerdo a la definición del Código Civil), Genneia tiene permitido suspender su actividad hasta que dicho evento haya cesado.
Llegado el caso que las sanciones pecuniarias aplicadas por ENARSA superen el 15% del monto total de cada contrato, ENARSA tiene derecho a rescindir el correspondiente contrato, previa notificación por escrito a Genneia.
Tal como fuera requerido en la Licitación GENREN, hemos entregado a ENARSA garantías de cumplimiento por un monto total de U$S 14,6 millones.

El Parque Eólico Rawson de la Sociedad es operado por Vestas utilizando remotamente SCADA. El equipo de operaciones de la Sociedad también utiliza SCADA para monitorear continuamente los parques eólicos de forma simultánea en coordinación con el centro de control de Vestas en Dinamarca, que también opera y supervisa los parques eólicos sobre una base continua.

Asimismo, de acuerdo con el Protocolo Kyoto del cual Argentina es firmante, la Sociedad obtuvo la registración del Parque Eólico Rawson como “Mecanismo de Desarrollo Limpio” ante las Naciones Unidas. En tal sentido, celebró un acuerdo para la venta de Certificados de Reducción de Emisiones (“CER”) con Mercuria Energy Trading S.A. (“Mercuria”) por los primeros 355.000 CERs que la Sociedad emitió por un precio fijo de €1.050.000. Mercuria tiene también un derecho de compra preferente para la compra de los CERs emitidos en exceso a los primeros 350.000. Asimismo, la Sociedad celebró un acuerdo con Natura Cosméticos S.A., por el cual las partes se comprometen a llevar adelante la compra por parte de Natura Cosmética S.A. de 70.000 CERs, por la suma de U$S 4.3 cada uno, antes del 4 de junio de 2015. Al respecto, véase la sección “Información sobre la Sociedad. Contratos Relevantes. 5.2. Acuerdo de Venta de Certificados de Reducción de Emisiones con Mercuria Energy Trading S.A.”

Proyectos en desarrollo de Generación de Energía de fuentes renovables

Proyecto Eólico Rawson III

Actualmente la Sociedad está proyectando la posible construcción del Parque Eólico Rawson III, el cual consiste en la construcción de un parque eólico de cómo mínimo 20 MW de potencia nominal, que brindará toda la energía que genere al SADI por medio de un contrato a ser suscripto con CAMMESA bajo el marco de la Resolución SE N°108/2011. A la fecha del presente Prospecto, la celebración del citado contrato con CAMMESA se encuentra pendiente, a la espera de la aprobación por parte de la Secretaría de Energía de la Nación y posterior instrucción a CAMMESA a tales efectos.

El nuevo Parque Eólico Rawson III se encontrará situado en una ubicación estratégica tanto desde el punto de vista del recurso eólico como desde la factibilidad de acceso al sistema eléctrico nacional. En este sentido, el parque se localizará en la Provincia del Chubut, en las cercanías de la Ciudad de Rawson, a 5 km al Sur de la Ruta Nacional N° 25 y en el km 158 de la Ruta Provincial N° 1, la que se constituye como la principal vía de acceso. Sobre un predio aledaño al Parque Eólico Rawson existente, se proyecta instalar 10 aerogeneradores de 2 MW de potencia nominal cada uno con la posibilidad de incorporar un equipo adicional de origen nacional de 1,5 MW.

Proyecto Eólico Madryn

En el marco de la Licitación GENREN llevada a cabo por ENARSA, en el año 2010 la Sociedad, a través de sus subsidiarias, resultó adjudicataria para desarrollar y operar cinco parques eólicos ubicados en Puerto Madryn en la Provincia del Chubut (el “Proyecto Madryn”), compuesto por los parques eólicos Madryn I, Madryn II, Madryn Norte, Madryn Sur y Madryn Oeste, que sumados tienen una potencia de 120 MW.

En relación al Proyecto Madryn se presentó el 18 de julio de 2012 a ENARSA una propuesta de cronogramas actualizados de obra para adecuar la necesidad de incorporar a los proyectos obras eléctricas necesarias para la conexión al SADI en 500 kv (dado que originalmente se había presentado en la licitación una oferta con acceso al nodo Madryn en 132 kv), circunstancia que obligó a un rediseño sustancial de la ingeniería del proyecto y de los aspectos técnicos, económicos y de obra involucrados, forzando por lo tanto una redefinición de los cronogramas de obra involucrados.

Dichos cronogramas contemplan asimismo el tiempo necesario para que ENARSA ejecute a su costo las obras de capacitores serie necesarias actualmente adjudicadas a terceros por ENARSA en el marco de la Licitación Pública Nacional ENARSA N° 6/2011 (“Ampliación e Incremento de la Capacidad de Transporte correspondiente a la Estación Transformadora Puerto Madryn”), para la ampliación e incremento de la capacidad de transporte correspondiente a la Estación Transformadora ("ET") Puerto Madryn (la “Obra Capacitores Serie”).

Posteriormente, en las fechas 27 de junio de 2013, 31 de octubre de 2013 y 9 de diciembre de 2013 se reiteró a ENARSA la solicitud de aprobación de los cronogramas de obra involucrados. Al respecto, se destaca que la propia ENARSA solicitó su ingreso como agente generador del MEM por los Parques Eólicos de 220 MW en dos etapas, conforme publicación de la Secretaría de Energía en el Boletín Oficial del 20 de diciembre de 2013, por la cual se hizo saber que en una primera etapa ENARSA solicitó una conexión provisoria del Parque Eólico Madryn I, de titularidad de la sociedad subsidiaria Genneia Desarrollos S.A., de 50 MW a la ET Puerto Madryn 330/132 kv de jurisdicción de Transpa S.A., y en una segunda etapa la conexión de la totalidad de los 220 MW a la ET Puerto Madryn 500/132 kv de jurisdicción de Transener S.A. Tras la solicitud de ENARSA y en concordancia con las anteriores propuestas de cronograma de obra presentadas a ENARSA, el 10 de abril de 2014 la Sociedad volvió a presentar ante ENARSA la propuesta de nuevos cronogramas de obra, para la construcción y habilitación de los parques eólicos mediante su conexión a la ET Puerto Madryn 500/132kv de jurisdicción de Transener, los cuales contemplan como camino crítico los plazos para la adjudicación, contratación, fabricación e instalación de las obras civiles, electromecánicas, equipamiento y transformadores 132/500 kV para el acceso al SADI. ENARSA continúa evaluando dichos cronogramas propuestos a la fecha del presente prospecto.

Sin perjuicio de lo anteriormente expuesto, la Sociedad, a través de sus subsidiarias, se encuentra en etapa avanzada en los estudios de diseño tecnológico, identificación y selección de proveedores críticos y estructuración financiera para poner en marcha en forma gradual los distintos proyectos que conformarán el Proyecto Madryn. A la fecha del presente Prospecto, se continúan gestionando alternativas financieras para poder concretar la adquisición de los aerogeneradores y poner en marcha las obras civiles y eléctricas de mayor magnitud del proyecto, encontrándose supeditadas las posibilidades de concreción de las alternativas financieras a una previa definición por ENARSA acerca de los nuevos cronogramas de obra arriba presentadas, y el otorgamiento de certeza por parte de ENARSA acerca de una fecha cierta de conclusión de la Obra de Capacitores Serie.

Los eventuales efectos que podrían derivar de las decisiones de ENARSA sobre los cronogramas y propuestas presentadas en relación con el Proyecto Madryn serán identificados cuando se tome conocimiento formal de los mismos.

Adicionalmente, de acuerdo con el Protocolo Kyoto del cual Argentina es firmante, la Sociedad obtuvo la registración del Proyecto Madryn bajo el mecanismo de desarrollo limpio para emitir CERs en relación con las reducciones de emisión que serán generadas por el Proyecto Madryn. Esperamos emitir aproximadamente 4 millones CERs en los próximos 6 años.

En relación con la emisión de CERs, la Compañía ha celebrado cuatro acuerdos con la Corporación Andina de Fomento (“CAF”), por el que les proporcionan servicios de asesoramiento, estructuración y ventas. El primer acuerdo fue celebrado en abril de 2011 y solo contempla dos parques eólicos (Madryn I y Madryn II). De conformidad con este acuerdo, la Compañía se comprometió a abonarle a CAF una comisión proporcional al momento de emitir los CERs y otra adicional por los efectivamente vendidos. Los otros tres acuerdos fueron celebrados en enero de 2012 y contemplan los tres parques eólicos restantes del Proyecto Madryn. Las condiciones de estos acuerdos son sustancialmente similares a las mencionadas anteriormente.

Proyectos de Energía Térmica por Biocombustibles

En el marco de la Licitación GENREN llevada a cabo por ENARSA, en el año 2010, la Sociedad, a través de sus subsidiarias, ha resultado adjudicataria para desarrollar y operar tres centrales de generación térmica por biocombustible y gas natural ubicadas en San Lorenzo, provincia de Santa Fe (“San Lorenzo”), Bragado, en la provincia de Buenos Aires (“Bragado”), y Paraná, en la provincia de Entre Ríos (“Paraná” y, junto con San Lorenzo y Bragado, conjuntamente, los "Proyectos Térmicos por Biocombustible"). Los Proyectos Térmicos por Biocombustible estarán compuestos por tres centrales de generación de energía térmica por biocombustible y gas natural con una capacidad instalada combinada esperada de 102 MW (34 MW cada central).

Sin perjuicio de lo anterior, después de haber obtenido los derechos para desarrollar y operar estos proyectos, las autoridades argentinas han realizado ciertas modificaciones en la regulación del mercado de los biocombustibles que afectaron la fórmula de ajuste del precio de la generación de energía prevista en los contratos de los Proyectos Térmicos por Biocombustible. Estos cambios tornaron a los Proyectos Térmicos por Biocombustible económicamente inviables, por lo cual el directorio de ENARSA dispuso la rescisión de común acuerdo y sin penalidades de los mencionados contratos. En virtud de lo expuesto, con fecha 20 de abril de 2015 se firmó la rescisión de mutuo acuerdo de dichos contratos, acordando ambas partes que nada más tendrán que reclamarse en relación a las rescisiones. A raíz de estas rescisiones, ENARSA procedió a devolver las garantías de cumplimiento de contrato (pólizas de caución) oportunamente otorgadas en el marco de la licitación a los fines de su cancelación.

Sin perjuicio de lo expuesto, las sociedades subsidiarias de la Sociedad a cargo de estos proyectos continúan realizando estudios a fin de redefinir aspectos técnicos y financieros de los Proyectos Térmicos por Biocombustible de forma tal de posibilitar el desarrollo en el futuro de los mismos.

3. Unidad de Negocios de Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte

Con el fin de ingresar en el negocio de comercialización de gas natural y capacidad de transporte de dicho combustible, en el año 2004 creamos nuestra filial Enersud y obtuvimos una licencia para la comercialización de gas natural en el Mercado de Gas Natural (“MEG”). Nuestros clientes en este negocio son otras empresas de generación de energía, grandes usuarios de gas natural para usos industriales, otras empresas comerciales y los productores de gas natural.

Compramos gas natural tanto para nosotros para su posterior venta como por cuenta de terceros. Además, junto con Enersud, operamos en el negocio de venta de capacidad de transporte de gas natural a otras empresas de distribución de gas y para los grandes usuarios industriales de gas natural. En 2005 y 2007, Enersud participó en los procesos de licitación (Concursos N° 2/2005 y N° 1/2007) realizadas por TGS para asignar la capacidad de transporte de gas natural a través del Gasoducto San Martín operado por TGS, y le fue adjudicada -producto de una inversión de aproximadamente $ 40 millones destinada a ampliar la capacidad de dicho gasoducto- una capacidad total de transporte de 165.000 m3/día. Enersud utilizó esta capacidad de transporte con fines de comercialización, lo cual le provee un flujo estable de ingresos producto de contratos firmados a largo plazo con empresas de primer nivel. Sin embargo, dado que mediante nota N° 10647 de fecha 7 de noviembre de 2013 Enargas autorizó a Genneia para actuar como comercializador de gas natural y transporte, con fecha 1 de enero de 2014, Enersud cedió dichos contratos con empresas de primer nivel a Genneia

Sitios

Las centrales de energía térmica de la Sociedad están construidas sobre propiedades que utilizamos en virtud de contratos de arrendamiento, comodatos o derechos de usufructo concedidos por terceros. Las torres y turbinas de viento del Parque Eólico Rawson están ubicadas en propiedades adquiridas por nosotros. Nosotros construimos y mantenemos las rutas de acceso a estos bienes.

Seguros

Mantenemos una cobertura contra todo riesgo asegurable de daño o pérdida repentina, súbita y accidental incluyendo daños por rotura de maquinaria. La misma incluye cobertura de interrupción del negocio para las centrales de generación convencional de energía eléctrica y eólica. Este seguro cubre nuestras centrales ante siniestros o daños que surjan por huelgas, terremotos, granizo, incendio, rayo y explosión entre otros riesgos. También contamos con un seguro de responsabilidad civil por daños causados a terceros a causa de las operaciones de la Compañía. Asimismo, mantenemos un seguro contra todo riesgo que cubre nuestra flota propia, oficinas , contenido general y equipamiento electrónico, así como también contratamos regularmente seguros de construcción y / o montaje con cobertura de responsabilidad civil por los proyectos de inversión de capital que se realicen.

Creemos que el nivel de cobertura de seguro y el respaldo que mantenemos es razonablemente adecuado para los riesgos a los que se enfrenta nuestra empresa y son comparables con el nivel de cobertura de seguro y reaseguro mantenido por otras empresas de la misma importancia en los negocios en los que estamos inmersos.


RIESGO/ASEGURADORA	Monto Asegurado	Interrupción del Negocio	Período de Cobertura			Cobertura(1)
	US$	US$		Desde	Hasta
Todos Riesgo Operativo
Centrales Térmicas Allianz 90 % - Sancor 10%	328.200.206	69.649.000		31/08/14	30/11/15		Deducible: DM US$ 250.000 / RM US$ 500.000 Período de espera IN: DM 30 días / RM 60 días. Límite de cobertura Max IN 12 meses. Límite DM US$ 75.000.000 Límite RM: US$ 35.000.000 Contingente IN US$ 5.000.000
Parque Eólico Rawson Allianz - 100%	122.952.026	37.615.220		31/12/14	31/12/15		Deducible: US$ 100.000 Período de espera IN: 15 días. Límite de cobertura DM: valor total. Límite de cobertura Max IN 12 meses. Contingente IN US$ 5.000.000
Sistema aislado(2)Zurich - 100%	7.428.806			02/01/15	02/01/16		Deducible: US$ 10,000 Límite de cobertura: DM valor completo / RM US$ 750.000 dólares. No hay cobertura de IN
Plantas/ Oficinas / Depósitos Allianz - 100%	24.269.272			28/08/14	28/08/15		Deducible: Plantas de Compresión US$ 10.000 / Depósitos US$ 5.000 Oficinas de US$ 1,000. Límite de cobertura: valor total
Responsabilidad Civil
Centrales Termoeléctricas y Sistemas Aislado(2) Chubb-100%	10.000.000			06/11/14	06/11/15
Parque Eólico Rawson Allianz - 100 %	5.000.000			31/12/14	31/12/15
Responsabilidad Civil Ace Seguros - 100 %	5.000.000			25/08/14	25/08/15

DM significa “Daño Material”, “RM” significa“ Rotura de maquinaria”, e “IN” significa “Interrupción del Negocio
“Sistema Aislado” refiere a las Centrales Termoeléctricas de Gobernador Costa y Río Mayo.

IV. Estructura y Organización de la Compañía y de su grupo económico

El siguiente cuadro presenta la estructura del grupo económico al que pertenece Genneia a la fecha del presente Prospecto. (1)

Fintech ha concedido a Andreas Ignacio Keller Sarmiento y Fides Group SA una participación en los derechos de voto y se ha comprometido a transferir, mediante el pago de un precio de compra financiado con vencimiento el 30 de diciembre de 2015, una parte de sus acciones Clase B y Clase A, respectivamente. Por favor, consulte la sección "Accionistas Principales" en este Prospecto para una descripción completa de estos acuerdos.

Nota: respecto de las participaciones en Patagonia Wind Energy S.A., International New Energies S.A., Nor Aldyl San Lorenzo S.A. y Nor Aldyl Bragado S.A., ver la sección “5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera”.

Todos los porcentajes incluidos son de capital ordinario y votos. Dichos porcentajes fueron redondeados a fin de utilizarse sólo dos dígitos en la expresión de los mismos. Genneia y sus subsidiarias fueron constituidas en y bajo ley Argentina.

Principales Sociedades Controladas Directa e Indirectamente por la Sociedad

Enersud Energy S.A. Es una sociedad constituida en el año 2004 por la Emisora con el objeto de proceder a la comercialización de gas natural, la comercialización de capacidad de transporte de gas natural para uso industrial o doméstico y otros servicios anexos (ver la sección “4. Información sobre la Sociedad. Unidad de Negocio de Comercialización de gas natural y de capacidad de transporte”).

Genneia Desarrollos S.A. (Anteriormente denominada Emgasud Renovables S.A.) El 27 de junio de 2008, Genneia (con una participación del 90% en el capital social inicial) y Enersud (con una participación del 10% de dicho capital) constituyeron la sociedad Genneia Desarrollos, con el objeto de llevar adelante la producción, desarrollo y comercialización de energías renovables. Actualmente esta sociedad es la titular de los Proyectos eólicos Puerto Madryn I y II, y el Proyecto de Central Térmica con Biocombustibles Paraná.

IWS Energy Service S.A. Es una sociedad dedicada a la construcción de redes de distribución de gas. Genneia subcontrata a la misma para realizar ciertos servicios en relación con la instalación de redes de distribución de gas (ver la sección “7. Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas”). Actualmente esta sociedad no presenta actividad material.

Ingentis II Esquel S.A. Es una sociedad constituida por la Emisora y la Provincia del Chubut para el desarrollo del proyecto de generación eléctrica Ingentis II en Esquel, Provincia del Chubut. El proyecto consistía en la realización de obras de infraestructura energética para la construcción de una central de generación eléctrica. En el mes de mayo de 2008 el volcán Chaiten ubicado en la zona aledaña a Esquel entró en actividad produciendo emanaciones de cenizas y generando dificultades técnicas que determinaron la imposibilidad de proseguir con el proyecto. Actualmente esta sociedad no presenta actividad material.

Patagonia Wind Energy S.A. Es una sociedad constituida en el año 2009, actualmente titular de los Proyectos eólicos Puerto Madryn Norte, Sur y Oeste.

Nor Aldyl San Lorenzo S.A. Es una sociedad constituida en el año 2010, actualmente titular del Proyecto Central Térmica con Biocombustible San Lorenzo.

Nor Aldyl Bragado S.A.Es una sociedad constituida en el año 2011, actualmente titular del Proyecto Central Térmica con Biocombustible Bragado.

International New Energies S.A. Es una sociedad constituida en el año 2005. Actualmente no es titular de proyectos y actualmente no presenta actividad material.

MyC Energía S.A. Es una sociedad constituida en febrero de 2015, actualmente no es titular de proyectos ni presenta actividad.

V. Contratos Relevantes

A continuación se listan otros contratos relevantes adicionales a los mencionados en el presente Prospecto celebrados por la Emisora y vigentes a la fecha:

5.1. Contratos de Servicios de Mantenimiento y Garantía de Disponibilidad de las Centrales Rawson

El 30 de enero de 2013 y por un plazo de vigencia de cinco años a partir del 1 de enero de 2013, la Sociedad aceptó sendas ofertas formuladas por afiliadas de la empresa Vestas de acuerdos para la prestación de servicios de mantenimiento y garantía de disponibilidad de las Centrales Rawson bajo el modelo de servicio “AOM 5000” de Vestas, es decir, el mejor alcance de prestación de servicios por tal carácter ofrecida al mercado por dicha empresa, reemplazándose y mejorándose así en beneficio de Genneia, el anterior alcance (modelo “AOM4000”) de la prestación del servicio anteriormente contratada a Vestas Argentina S.A. en el mes de octubre de 2010.

El nuevo esquema contractual se subdivide en tres acuerdos, a saber (i) acuerdo de prestación de servicios locales de mantenimiento programado y no programado celebrado de las Centrales Rawson con Vestas Argentina S.A., a cambio de un honorario anual de U$S 13.960 por aerogenerador, es decir, un total anual de U$S 600.280, pagadero en 4 cuotas trimestrales en Argentina a Vestas Argentina en pesos equivalentes al tipo de cambio vendedor del Dólar Estadounidense informado por el Banco de la Nación Argentina; (ii) acuerdo de provisión desde el exterior de repuestos, consumibles, equipos y herramientas para la operación y mantenimiento de las Centrales Rawson firmado con Vestas Chile Turbinas Eólicas Limitada, a un precio anual total de Euros 33.110 por aerogenerador, es decir, un total anual de Euros 1.423.730 en condiciones DAP Project Site, con costos de nacionalización a cargo del proveedor; y (iii) acuerdo de prestación de servicios de monitoreo y otro tipo de servicios internacionales y de garantía de disponibilidad celebrado con Vestas Northern Europe A/S (sociedad constituida en Dinamarca), a cambio de un honorario anual de U$S 19.647 por aerogenerador, es decir, un total anual de U$S 844.821 por año, sujeto a bonificación parcial bajo ciertas condiciones en caso que la Sociedad o sus subsidiarias celebren con Vestas o sus afiliadas durante el plazo de vigencia contractual un nuevo contrato para la compra, instalación y operación de aerogeneradores para otro proyecto eólico. Bajo este acuerdo, se asegura a la Sociedad una garantía de disponibilidad anual en el funcionamiento de los aerogeneradores, sujeto al pago a la Sociedad de ciertas penalidades en caso de incumplimiento a los porcentajes de disponibilidad garantizados, y por el contrario, sujeto al pago de un bonus al proveedor en caso de superarse la disponibilidad garantizada.

En los tres acuerdos mencionados en el párrafo anterior se dispuso que la Sociedad no podrá ceder sus derechos y obligaciones bajo los mismos sin autorización previa expresa y por escrito de la contraparte e interpretándose como uno de los supuestos de cesión al cambio de control en la Sociedad cuando en virtud de tal cesión accede al control una sociedad competidora de Vestas.

En el mes de julio de 2014 se instrumentaron adendas a los contratos antes referidos, a través de ofertas enviadas por Vestas el 14 de julio de 2014 y aceptadas por la Emisora el 21 de julio de 2014. Los aspectos más relevantes de las adendas son los siguientes: (i) en el acuerdo de prestación de servicios locales de mantenimiento programado y no programado celebrado con Vestas Argentina S.A. se acuerda: (a) que se permita a Genneia requerir a Vestas Argentina la inspección a costa de Genneia de cualquier parte removida o reemplazada; (b) que Vestas Argentina deberá informar a Genneia de cualquier repuesto o consumible incorporado o removido de los equipos; (ii) en el acuerdo de provisión desde el exterior de repuestos, consumibles, equipos y herramientas con Vestas Chile Turbinas Eólicas Limitada se acuerda: (a) la provisión por parte de Vestas de inventarios de repuestos y consumibles ordinarios anuales e inventarios extraordinarios, (b) la transferencia a Genneia de los títulos y riesgos sobre repuestos y consumibles bajo inventarios ordinarios y extraordinarios; (c) la modificación del procedimiento de importación de los repuestos; (d) que Genneia será responsable del mantenimiento y administración del almacén y será responsable de la pérdida de los repuestos allí almacenados; y (iii) en el acuerdo de prestación de servicios de monitoreo y otro tipo de servicios internacionales y de garantía de disponibilidad celebrado con Vestas Northern Europe A/S, se acordó: (a) actualizar el listado de “Excluded Availability Events”; (b) la preparación y entrega por parte de Vestas de Availability Reports mensuales y anuales, regulando el régimen y plazos de objeciones a los mismos por Genneia; y (c) clarificar los requisitos que aplicarán para que los pagos queden sujetos a un 10 % de withholding tax bajo el Convenio para evitar doble imposición con Dinamarca.

5.2. Acuerdo de Venta de Certificados de Reducción de Emisiones con Mercuria Energy Trading S.A.

El 20 de mayo de 2011 la compañía suiza Mercuria Energy Trading S.A. (“Mercuria”) formuló a la Compañía una oferta de acuerdo de venta de certificados de reducción de emisiones (“ERPA” por sus siglas en inglés “Emision Reduction Purchase Agreement”), para la comercialización de los certificados de reducción de emisiones (por sus siglas en inglés, “CERs”) relativos a los Proyectos Rawson I y II. En dicha oferta, Mercuria se comprometió a financiar los costos derivados de la consultoría y los honorarios de registro, asumiendo parcialmente el riesgo de registración, que sería repagado por la Compañía mediante la entrega a Mercuria de 22 mil CERs. El ERPA contempla el siguiente esquema de precios: a) por el ochenta por ciento (80%) de los CERs emitidos, un precio de diez Euros con veinte Eurocentavos (EUR10,2) por CER; y b) por el restante veinte por ciento (20%), un precio equivalente al noventa y uno por ciento (91%) del precio Bluenext Sport por CER. El precio sería pagado dentro de los veinte (20) días hábiles desde la entrega de los CERs. El pago del precio de los CERs había sido garantizado por la única accionista de Mercuria, Mercuria Energy Group Limited, en un monto máximo de un millón seiscientos sesenta y cuatro mil novecientos noventa y cuatro (EUR1.664.994). La Compañía aceptó la oferta de Mercuria en las condiciones detalladas precedentemente, el día 22 de mayo de 2011. Sin embargo, con fecha 18 de julio de 2012 Mercuria notificó la terminación del ERPA y su intención de renegociar los precios acordados atento los cambios acontecidos en el mercado de comercialización de bonos de carbono desde la firma del contrato. Dicha terminación había sido objetada por Genneia, encontrándose actualmente la Emisora en un proceso de negociación con Mercuria y finalmente, las partes acordaron dar por terminado el ERPA por mutuo consentimiento, sin consecuencias ni responsabilidades para ninguna de ellas y celebrar un nuevo ERPA que, reconociendo la existencia de un acuerdo previo, se adecuara a las circunstancias de mercado de dicho momento.

En ese entendimiento, el 24 de octubre de 2012 Genneia emitió una oferta a Mercuria para la venta de los primeros 350.000 CERs relativos al proyecto Parque Eólico Rawson, oferta que fue debidamente aceptada por Mercuria. En el marco del nuevo ERPA, Mercuria efectuó un pago anticipado de euros setenta y cinco mil (EUR 75.000) y depositó la suma adicional de Euros novecientos setenta y cinco mil (EUR 975.000) en una cuenta depositaria, quedando sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes para su efectivo desembolso a Genneia. Como condición precedente para la liberación de los fondos depositados, se estableció que el proyecto del Parque Eólico Rawson debía registrarse por ante la Organización de Naciones Unidas con anterioridad al 31 de diciembre de 2012, no obstante que el pronunciamiento formal emitido por el comité ejecutivo de la CDM -organismo integrante de Naciones Unidas, por sus siglas en inglés “Clean Development Mechanism”-, fuera posterior. En tal sentido, en virtud de que dicha condición precedente ha sido cumplida habiéndose registrado de manera exitosa el Proyecto del Parque Eólico Rawson, finalmente los fondos depositados fueron liberados a favor de Genneia.

En relación con las posteriores emisiones que excedan los 350.000 CERs adquiridos bajo el nuevo ERPA, Mercuria posee un derecho preferente para la compra de dichos CERs. A tal efecto, Genneia deberá comunicar a Mercuria la existencia de ofertas que fueran recibidas para la adquisición de dichos CERs en exceso a los primeros 350.000 y lo deberá notificar dentro de un plazo de veinte días de recibida tal oferta, indicando los términos de la misma y el importe ofertado, pudiendo Mercuria -dentro de los diez días posteriores de recibida tal comunicación- manifestar su interés en adquirir dichos CERs igualando el precio contenido en la oferta previamente recibida por Genneia.

5.3. Acuerdo con la Corporación Andina de Fomento

El 18 de abril de 2011 la Corporación Andina de Fomento (la “CAF”) formuló una oferta a Genneia Desarrollos para la formalización de una carta mandato para la estructuración, diseño y comercialización de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero para los proyectos Puerto Madryn I y Puerto Madryn II, cuyas condiciones principales son las siguientes: 1) CAF asume todos los costos y riesgos inherentes a la consultoría de registro hasta la efectiva registración de los CERs. Como contraprestación de este servicio Genneia Desarrollos entregará el seis por ciento coma cinco (6,5%) de los CERs estimados en el documento diseño de proyecto registrado para el primer período de acreditación, por un valor estimado de un millón cuatrocientos mil dólares estadounidenses (U$S 1.400.000), o el doce coma cinco por ciento (12,5%) de títulos de mercado no Kyoto, a abonar durante los primeros 3 años de desarrollo de los proyectos Puerto Madryn I y Puerto Madryn II; a) CAF asistirá a Genneia Desarrollos en el monitoreo de reducciones y en la comercialización de los CERs. El costo por el servicio de supervisión y comercialización de los CERs será del uno por ciento (1.00%) de los CERs expedidos y ofertados en cada período. Con fecha 25 de abril de 2011 Genneia Desarrollos aceptó la oferta de CAF, formalizando en consecuencia el mandato.

Asimismo, el 21 de diciembre de 2011, CAF formuló tres ofertas en iguales términos a International New Energies S.A., Energías Sustentables S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. para la formalización de una carta mandato para la estructuración, diseño y comercialización de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero con relación a los proyectos Puerto Madryn Norte, Puerto Madryn Oeste y Puerto Madryn Sur, respectivamente. Dichas ofertas reproducen sustancialmente las condiciones comerciales establecidas en el mandato formalizado entre Genneia Desarrollos y CAF mencionado en párrafo precedente, con una reducción en el monto de los honorarios de consultoría; es decir que la sociedad contratante pagará a CAF como contraprestación por los servicios consultoría de registro hasta la efectiva registración de los CERs, el 5,5% de los CERs estimados en el documento diseño de proyecto registrado para el primer período de acreditación, o el 12,5% de títulos de mercado no Kyoto. Las ofertas fueron aceptadas por International New Energies S.A., Energías Sustentables S.A. y Patagonia Wind Energy S.A. el día 5 de enero de 2012. En virtud de la cesión de los proyectos Puerto Madryn Norte y Puerto Madryn Oeste de sus titulares originarios -International New Energies S.A. y Energías Sustentables S.A.- a Patagonia Wind Energy S.A., y sujeto a la conformidad de CAF serán igualmente cedidos por tales sociedades a Patagonia Wind Energy S.A. todos los derechos y obligaciones derivados de los mandatos relativos a los proyectos Puerto Madryn Norte y Puerto Madryn Oeste.

5.4. Acuerdo Marco con la Secretaría de Energía de la Nación

El 18 de abril de 2012 la Emisora celebró un acuerdo marco (el “Acuerdo Marco”) con la SEN, a los fines de implementar los mecanismos necesarios para que las Centrales Pinamar, Matheu, Concepción del Uruguay, Olavarría, Las Armas I y II, Bragado y Paraná de la Emisora (las “Centrales”) continúen operando una vez vencidos los contratos de provisión oportunamente celebrados con ENARSA. De esta forma, la Emisora revestirá el carácter de Agente del MEM en cada una de las Centrales.

Bajo el Acuerdo Marco, la SE se comprometió a instruir a CAMMESA a celebrar con la Emisora los respectivos Contratos de Abastecimiento MEM en el marco de la Resolución SE N° 220/2007 para cada una de las Centrales, cuya vigencia será de 7 (siete) años desde la fecha de la finalización del respectivo contrato de provisión celebrado con ENARSA para la central correspondiente, con el pago de un precio fijo por potencia puesta a disposición equivalente a 21.275 U$S/MW-mes y un cargo adicional por la energía efectivamente generada que reconocerá los costos de operación y mantenimiento de cada una de las Centrales asociados a la operación de las Centrales, los cuales deberán contar con la aprobación de la SE (los “Nuevos Contratos MEM”). El 28 de febrero de 2013 la Emisora ha celebrado con CAMMESA los Nuevos Contratos MEM correspondientes a las Centrales Pinamar, Matheu, Concepción del Uruguay, Olavarría, Las Armas I y Paraná.

Asimismo, la Emisora se comprometió a ejecutar un proyecto de instalación de una o más centrales térmicas de generación de energía eléctrica, que totalicen una potencia neta a ofrecer al MEM de 200 MW, cuya construcción y habilitación para su operación comercial deberá realizarse en un plazo no mayor a 7 (siete) años contados a partir de la fecha de firma del Acuerdo Marco (las “Nuevas CTs”). Para las Nuevas CTs, la SE se comprometió a instruir a CAMMESA a celebrar el correspondiente Contrato de Abastecimiento MEM en el marco de la Resolución SE N° 220/2007, por un plazo de 10 (diez) años y el pago de precios a ser acordados oportunamente con la SE.

Adicionalmente, las partes acordaron un esquema para financiar la instalación de las Nuevas CTs, por el cual CAMMESA depositará en una cuenta custodia a ser abierta en una entidad bancaria de primera línea y a ser administrada en forma conjunta por CAMMESA y la Emisora, ciertos montos correspondientes a los Nuevos Contratos MEM, los cuales serán desembolsados en el transcurso de la ejecución de las obras necesarias para la construcción de las Nuevas CTs.

Sin perjuicio del compromiso de la Emisora de la instalación de centrales térmicas de energía eléctrica, que totalicen una potencia neta a ofrecer al MEM de 200 MW, con fecha 17 de marzo de 2015, la Emisora solicitó a la SE una adenda al Acuerdo Marco mediante el cual se incluya dentro del alance del compromiso de la instalación de las nuevas centrales térmicas, la instalación de nuevas centrales de fuente eólica o de otra fuentes de energías renovables.

5.5. Acuerdos de financiamiento

Para una descripción de los acuerdos de financiamiento, véase la sección “5. Reseña y perspectiva operativa y financiera. 4. Endeudamiento”.

VI. Litigios

La Compañía es parte en una serie de acciones civiles y procedimientos administrativos provenientes del curso ordinario de su negocio. Actualmente, no existen pendientes, o la Compañía desconoce algún procedimiento legal que pueda resultar en un efecto material adverso en el negocio de la Compañía, resultado de operación o condición financiera. Al 31 de diciembre de 2014 los importes totales provisionados en relación con estos procedimientos legales fueron de Ps. 12.653.000.

6.1. Reclamo de la Dirección General de Rentas de la Provincia del Chubut (“DGR”) sobre Impuesto a los Ingresos Brutos.

La DGR ha practicado un ajuste fiscal por el concepto de ingresos brutos, con relación a ciertos ingresos de la Emisora vinculados a la construcción del Gasoducto Patagónico, con más los intereses que pudieren corresponder. El capital reclamado es de aproximadamente $4.098.000 más intereses. Luego de diversos recursos planteados por la Emisora que fueran desestimados tanto en sede administrativa como judicial, la DGR ha iniciado juicio de apremio por cobro del impuesto más sus intereses contra la Sociedad por un total de $10.600.000 más costas, cuya demanda de intimación de pago ha sido formalmente notificada a la Sociedad y en relación a la cual la Emisora ha interpuesto diversas excepciones solicitando el rechazo de la demanda. A la fecha de los presentes estados contables, la DGR ha contestado las excepciones opuestas, encontrándose pendiente el dictado de sentencia por parte del juzgado interviniente. En el expediente de apremio la Emisora presentó espontáneamente una póliza de caución por el importe total más un 20% para futuros intereses y costas (por un importe de $12.720.000), con el objeto de sustituir un embargo preventivo por dicho importe ordenado por el Juzgado interviniente. Tanto la DGR como el Juzgado interviniente accedieron a sustituir dicho embargo por la póliza de caución presentada. Asimismo, la Emisora solicitó ante la CSJN, la declaración de incompetencia (por inhibitoria) de la Justicia Provincial para entender en dicho expediente, solicitud que fue rechazada por la CSJN mediante sentencia dictada el 20 de mayo de 2014. En función de dicha resolución de la CSJN, y sin perjuicio de que la Emisora continuará sosteniendo activamente sus defensas en el marco de los diversos planteos judiciales que aún no han sido resueltos, a la fecha de emisión de los estados contables al 31 de diciembre de 2014, la Emisora había registrado una previsión por $11.317.000 en relación al reclamo impositivo, incluyendo una suma de $4.098.000 en concepto de capital más $1.364.000 en concepto de costas estimadas provisoriamente, imputados a la línea otros (egresos) ingresos netos, e intereses devengados a dicha fecha por $5.855.000, incluidos en la línea resultados financieros.

Por otro lado, el 25 de octubre de 2010, la DGR notificó a la Emisora la imposición de una multa de aproximadamente $1.500.000, en resolución que fue recurrida ante el Superior Tribunal de Justicia de Chubut (“STJ”), el cual rechazó la demanda de nulidad de la resolución que interpuso la multa, por considerar el STJ que la demanda habría sido interpuesta en sede judicial fuera de plazo. Contra esta resolución, la Sociedad ha interpuesto recurso de reposición ante el STJ y recurso extraordinario por arbitrariedad de sentencia para su resolución por la Corte Suprema de Justicia de la Nación (“CSJN”). A la fecha, el STJ ha rechazado el recurso de reconsideración interpuesto y ha rechazado la concesión del recurso extraordinario, ante lo cual la Emisora interpuso recurso de queja ante la CSJN, aún no resuelto..

6.2. Trámite judicial relativo al Gasoducto Patagónico

Actualmente se encuentra en trámite probatorio ante el Juzgado Federal de Rawson, Provincia del Chubut, la investigación judicial de ciertos hechos vinculados a la construcción del Gasoducto Patagónico. Se destaca que no existe en el marco de dicho trámite judicial imputación alguna contra Genneia ni contra ninguno de sus directores, funcionarios o empleados. La Emisora desde un primer momento se ha puesto a entera disposición del magistrado interviniente en aras de demostrar la legalidad, transparencia, razonabilidad y justificación de los actos de la Compañía y de sus directores, funcionarios y empleados en relación al proyecto del Gasoducto Patagónico y de las contrataciones de obras y servicios efectuadas en el marco de dicho proyecto.

6.3. Reclamo de la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”) por diferencias de Contribuciones Patronales de la Seguridad Social

El 6 de febrero de 2014, la AFIP determinó que la Emisora omitió 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 Emisora.

Con fecha 16 de abril de 2014, la Emisora interpuso recurso de apelación 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 la Emisora 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. Dicho recurso tramita ante la Sala II de dicho tribunal, bajo el N° de expediente 105319/2014.

A la fecha no se conocen precedentes jurisprudenciales análogos publicados por la citada Cámara, considerándose, según la opinión de los asesores externos de la Emisora, 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.

6.4. Procedimientos ante la Secretaria de Industria

El 25 de febrero de 2014 la Sociedad fue notificada de la Resolución N° 23 dictada el 14 de febrero de 2014 por la Secretaría de Industria de la Nación (la “Resolución”). La Resolución (i) declaró que la Sociedad, como contratista de ENARSA, ha incumplido con el Régimen legal llamado “Compre Trabajo Argentino” (el “Régimen de Compre Trabajo Argentino”) al momento de la adquisición a una compañía extranjera de un transformador de potencia para la central térmica de Bragado de la Sociedad; (ii) determinó que dicha adquisición del transformador de potencia era nula y sin efecto; y (iii) decidió notificar al Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios (“MINPLAN”) para la determinación de sanciones adicionales. La Resolución es la primera decisión en relación con 3 procedimientos administrativos en curso. Los otros dos, uno relativo a ciertos componentes eléctricos del Parque Eólico Rawson y otro relacionado con un transformador de potencia adquirido para un proyecto discontinuado, aún no han sido resueltos por la Secretaría de Industria.

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. A todo evento, cualquier eventual penalidad de las mencionadas no afectaría la vigencia de los contratos de suministro de energía actualmente celebrados por la Sociedad.

El 18 de junio de 2014, la Sociedad interpuso una demanda judicial de nulidad de la Resolución, recaída ante el Juzgado en lo Contencioso Administrativo Federal Nro 5. Secretaría Nro. 9, y el 4 de julio de 2014 hizo una presentación ante el MINPLAN a fines de poner en su conocimiento la promoción de dicha demanda judicial de nulidad, y solicitarle al MINPLAN que, hasta tanto no recaiga sentencia firme en la acción judicial, suspenda el trámite de cualquier expediente administrativo cuyo objeto sea el dictado de una sanción a la Sociedad en virtud de la Resolución. Basándose en los términos de la Resolución, y de acuerdo con la opinión de sus asesores externos, la Sociedad cree tener argumentos razonables sobre los cuales ha basado su impugnación judicial y obtener una sentencia favorable.

6.5. Sumario cambiario iniciado por el BCRA

El 6 de febrero de 2015, la Sociedad presentó un descargo en relación con un sumario cambiario instruido por Resolución N°737 del Superintendente de Entidades Financieras y Cambiarias del BCRA del 10 de noviembre de 2014 contra GENNEIA y ciertas personas físicas por supuesta infracción al art. 1, incs. e) y f) de la Ley del Régimen Penal Cambiario N° 19.359 (t.o. por Decreto N° 480/95), integrado en el caso por la Comunicación “A” 3473, 3811, y 4605, por considerar a la Emisora penalmente responsable, en los términos del art. 2, inc. f), primer párrafo de la citada ley, de haber reingresado supuestamente en forma tardía divisas giradas al exterior en concepto de pagos anticipados de importación de una turbina de generación eléctrica, cuyo supuesto monto infraccional es de U$S10.120.618,40 (Dólares Estadounidenses diez millones ciento veinte mil seiscientos dieciocho con 40/100).

Sobre la base de la opinión de sus asesores externos, la Sociedad estima que en este caso concreto, las posibilidades de una sentencia condenatoria son bajas y que, en el supuesto que existiere tal condena, sería remoto que el monto de la misma fuere significativo.

6.6. 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, luego de concluida una fiscalización llevada adelante por la Administración Fiscal Municipal de Paraná, Genneia fue notificada del inicio de un procedimiento de determinación de oficio en virtud del cual se ajustaron las bases imponibles declaradas por Genneia 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 las siguientes diferencias aproximadas: (i) Capital: $5.070.000; (ii) Intereses (estimados al 18/12/2014): $2.874.000; y (iii) Multa: no aplicada.

Con fecha 20 de enero de 2015 la Sociedad presentó su descargo contra el ajuste notificado.

En paralelo, y sin perjuicio del avance del procedimiento en sede administrativa, la Sociedad interpuso con fecha 6 de abril de 2015 una acción declarativa de certeza y medida cautelar ante 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.

Sobre la base de la opinión de sus asesores externos, la Sociedad estima que las probabilidades de éxito en sede administrativa son bajas. Cabe tener en cuenta que según la reglamentación local, en una etapa recursiva en sede administrativa (apelación ante el Concejo Deliberante) se exige el pago previo de las obligaciones determinadas. Sin embargo, considerando el inminente inicio de una instancia ante la justicia federal, con medida cautelar, la Sociedad y sus asesores externos entienden que la estrategia global de defensa de la Emisora presenta razonables probabilidades de lograr que se evite el pago de este reclamo.

6.7. Acción declarativa de certeza contra Estado Nacional-AFIP-DGI.

En el mes de abril de 2014, la Sociedad promovió una acción declarativa de certeza contra el Estado Nacional-AFIP-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”) hasta tanto la Sociedad absorba definitivamente sus quebrantos impositivos.

Con fecha 25 de agosto de 2014 fue rechazada la petición formulada por la Sociedad del dictado de una medida cautelar (medida de no innovar) tendiente a que se ordene a la AFIP-DGI se abstenga de intimar de pago y/o promover ejecución fiscal y/o trabar medidas asegurativas en contra de la Sociedad en relación al IGMP correspondiente al ejercicio fiscal 2013 y a los anticipos del IGMP por el ejercicio fiscal 2014 y períodos subsiguientes que resulten aplicables en tanto se mantengan las mismas circunstancias fácticas y jurídicas que sustentan el reclamo de la Sociedad.

Ante el rechazo de la medida cautelar, se inició un incidente de apelación y se solicitó el envío de las actuaciones a la Cámara para resolver el recurso. Con fecha 4 de diciembre de 2014 la Cámara Nacional en lo Contenciosos Administrativo Federal resolvió desfavorablemente el recurso, entendiendo que no existía peligro en la demora a efectos de conceder la medida cautelar peticionada. Este recurso no generó costas dada la ausencia de contradicción.

Paralelamente, en relación a la cuestión de fondo, se solicitó el traslado de la demanda, habiendo sido presentada la contestación por parte de la AFIP con fecha 29 de diciembre de 2014, encontrándose la causa en la actualidad en etapa probatoria.

Sobre la base de la opinión de sus asesores externos, la Sociedad considera que existen sólidos argumentos para sustentar la declaración de inconstitucionalidad solicitada y esperar un resultado judicial favorable a los intereses de la Emisora.

6.9. Además de los mencionados precedentemente, a la fecha del presente Prospecto, la Compañía participa en litigios judiciales en trámite por montos individualmente no significativos (entendiéndose como tal, sumas de exposición para la Emisora en exceso de U$S 500.000).

VII. Empleados

Ver “Empleados” dentro de la sección “6. Administración - Directores, Gerencia y empleados”.

VIII. Principales Competidores

En relación a las actividades no reguladas de generación de energía, cabe destacar que la generación de electricidad es una actividad caracterizada por altas inversiones y manejo de tecnología avanzada que constituye una barrera natural a la entrada de un número significativo de participantes. Así por ejemplo, en los Proyectos Energía Distribuida II y I, la eficiencia tecnológica ofrecida y la estructura de aprovisionamiento de gas prevista, han sido determinantes para la adjudicación a Genneia de parte de los renglones bajo las licitaciones promovidas por ENARSA, frente a otras empresas oferentes que se presentaron a las licitaciones ofreciendo consumo de combustibles líquidos.

Nuestros principales competidores en el mercado de generación de energía son ENARSA, Pampa Energía, SADESA y el Grupo Albanesi. En el mercado de generación de energía eólica nuestro principal competidor es Isolux S.A.

En la actividad no regulada de comercialización de gas natural y capacidad de transporte existen empresas reconocidas en el mercado que realizan operaciones en forma continua.

En cuanto a la energía eólica, la promoción, construcción y explotación de centrales de generación que utilizan fuentes de energías renovables, así como la venta de energía eléctrica producida por ellas, es un segmento con muy incipiente desarrollo en nuestro país, pudiéndose nombrar a Isolux S.A., entre otras, como empresas competidoras en dicho mercado. El objetivo de Genneia en la materia es procurar convertirse en una empresa pionera en energías renovables y lograr un posicionamiento adecuado con posibilidades de crecimiento a largo plazo.

Los proyectos de generación de energía eléctrica de Genneia compiten en cuanto a eficiencia técnica y económica con otros proyectos de generación de energía eléctrica a través de centrales de ciclo abierto, alimentadas con gasoil.

En estos casos, las ventajas competitivas de Genneia consisten en:

Eficiencia del 48% de centrales térmicas, respecto de una eficiencia promedio del 33% en generación de energía de ciclo abierto.
Factibilidad del aprovisionamiento de gas y transporte por atomización de los volúmenes requeridos.
Tiempo de instalación.
Movilidad de los equipos de centrales térmicas.

Respecto de la generación de energía eléctrica cabe destacar el déficit de oferta de generación que existe en la República Argentina. Se estima que éste déficit perdurará durante varios años, en función de la alta inversión que implica instalar las usinas generadoras de energía requeridas para revertir dicha situación.

IX. Activo Fijo

Los principales bienes de uso y activos en concesión de la Compañía se refieren a equipos de generación eléctrica, maquinarias, obras en curso, obras de redes de distribución, rodados, equipos y herramientas y elementos de medición. El valor libro neto de los bienes de uso de la Compañía al cierre de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 fue de Ps. 2.733.827.000, Ps. 2.233.075.658 y Ps. 1.395.168.976, respectivamente. Asimismo, el valor residual de los bienes de uso consolidado de la sociedad y sus sociedades controladas al cierre de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 fue de Ps. 2.868.070.000, Ps. 2.335.522.097 y Ps. 1.471.440.244.

X. Gestión Ambiental

A la fecha, la Compañía dispone o ha solicitado los permisos ambientales exigidos por la normativa ambiental aplicable y con los planes de gestión ambiental aprobados por la autoridad regulatoria. A fin de mantener bajo control permanente las variables ambientales, la Sociedad realiza controles periódicos cuyos resultados se enmarcan dentro de los límites permitidos por la legislación vigente.

Hemos desarrollado un amplio programa de cumplimiento y gestión del medio ambiente que está sujeto a auditorías periódicas internas y externas. El 4 de febrero 2014, se obtuvo de TÜV Argentina S.A. los certificados respecto al cumplimiento de las normas ISO 14001:2004 y BS OHSAS 18001:2007, para la nuestra sede administrativa y centrales térmicas conectadas al SADI. Asimismo, en el transcurso de 2014 se extendió el alcance de las certificaciones al Parque Eólico Rawson.

Si bien creemos que tenemos un nivel adecuado de cobertura de seguro, las leyes ambientales en Argentina requieren un nivel de seguro que no está disponible actualmente en el mercado argentino.No somos parte en ningún proceso judicial pendiente ni por lo menos tenemos conocimiento de estar amenizados por algún proceso judicial en cuestiones ambientales. Ver sección “4. Información sobre la Sociedad- La Industria de la Energía Eléctrica en la República Argentina”.

XI. Código de Buen Gobierno Corporativo

El 8 de marzo de 2013, el Directorio de la Sociedad aprobó una modificación integral al Código de Buen Gobierno Corporativo (el “Código”) de la Sociedad a los fines de reflejar la actual estructura de gobierno de la Sociedad, en forma consistente con lo establecido en el estatuto social en su actual redacción y el acuerdo entre accionistas de la Sociedad vigente a la fecha del presente Prospecto. En el Código se ven plasmados, entre otros puntos: (a) los lineamientos para la integración del Directorio, las responsabilidades de sus integrantes, las competencias que deberán reunir los mismos, sus deberes, la mecánica de convocatoria y celebración de reuniones de Directorio; (b) las responsabilidades del Presidente del Directorio; (c) la facultad del Directorio para la constitución de diversos comités, tales como el Comité Ejecutivo, el Comité de Auditoría, el Comité de Nombramientos y Remuneraciones y el Comité de Ética, Responsabilidad Social y Sustentabilidad, estableciendo en relación con cada uno de ellos, sus responsabilidades genéricas y específicas, así como el número de integrantes, su organización y la periodicidad de sus reuniones; (d) temas atinentes a la convocatoria, celebración, funcionamiento y los procedimientos de votación en las Asambleas de Accionistas; (e) procedimientos de elección y funcionamiento de la auditoría tanto interna como externa de la Sociedad, y (f) temas referidos a la responsabilidad social de la Sociedad y de sus grupos de interés.

Con fecha 27 de febrero de 2015 el Directorio aprobó una nueva reforma al Código a fin de (a) adecuar la estructura del Directorio de la Sociedad, conforme con las modificaciones del estatuto social aprobadas por Asamblea de Accionistas del 29 de octubre de 2014; y (b) actualizar el valor económico de los contratos a ser celebrados por la Emisora o sus Subsidiarias que requieren aprobación del Comité Ejecutivo. Por otra parte en la reunión de Directorio referida se ratificaron o se designaron, según el caso, los miembros de los distintos comités de la Sociedad (i.e. Comité Ejecutivo, Comité de Auditoria, Comité de Nombramientos y Remuneraciones y Comité de Ética, Responsabilidad Empresaria y Sustentabilidad.

XII. La Industria de la Energía Eléctrica en la República Argentina

La información con respecto a la industria de la energía eléctrica en la Argentina consignada a continuación ha sido preparada en base a material obtenido de diversas fuentes públicas tales como el Gobierno Nacional, leyes, decretos y reglamentaciones y otras fuentes identificadas más adelante. Los datos contenidos no han sido verificados en forma independiente por la Compañía ni ninguno de sus asesores en relación con la emisión de las ONs.

Antecedentes Históricos

Durante la segunda parte del siglo XX los activos y la operación del sector eléctrico estuvieron en manos de empresas del Gobierno Nacional. En 1992 el sector eléctrico fue reformado, desregulado y privatizado tanto en el nivel federal como en la esfera provincial.

Generalidades

Marco Legal. Los instrumentos legales que establecen los principios y disposiciones generales del sistema eléctrico argentino son los siguientes: la Ley N° 15.336 (sancionada el 15 de septiembre de 1960), complementada por la Ley Nº 24.065 (sancionada en el 19 de diciembre de 1991), promulgada parcialmente por el Decreto N° 13/92 y reglamentada por el Decreto N° 1398/92, siendo este conjunto de normas el marco regulatorio básico del sector eléctrico argentino actualmente vigente (el “Marco Regulatorio”). Además de instrumentar las privatizaciones de las empresas estatales del sector, la Ley N° 24.065 lo ha separado verticalmente en cuatro grandes categorías: la generación, el transporte, la distribución y la demanda, disponiendo, asimismo, la organización del Mercado Eléctrico Mayorista (el “MEM”) a partir de los lineamientos establecidos en el Decreto N° 634/91. El Decreto N° 186/95 creó la figura del “participante”, destacándose entre éstos el “comercializador”, definido como aquella empresa que sin ser agente del MEM, comercialice energía eléctrica en bloque.

Asimismo, la Ley N° 24.065 creó el Ente Nacional de Regulador de la Electricidad (ENRE) como un ente autárquico en el ámbito de la Secretaría de Energía, cuyas funciones principales son las siguientes: (a) hacer cumplir el Marco Regulatorio Eléctrico (en adelante, el “MRE”) y controlar la prestación de los servicios públicos y el cumplimiento de las obligaciones fijadas en los contratos de concesión de jurisdicción nacional; (b) dictar los reglamentos a los que deben ajustarse los Agentes del MEM; (c) establecer las bases para el cálculo de las tarifas y aprobar los cuadros tarifarios de empresas Transportistas y Distribuidoras con contratos de concesión de jurisdicción nacional; (d) autorizar las servidumbres de electroducto; y (e) autorizar la construcción de nuevas instalaciones.

En función de lo establecido en el artículo 35 de la Ley N° 24.065 y demás normas citadas, el Despacho Nacional de Cargas deberá constituirse como una sociedad anónima, creándose para tal fin a CAMMESA (Decreto N° 1192/92), cuya función es coordinar técnica y administrativamente la oferta y la demanda de energía eléctrica dentro de un sistema de operación en tiempo real, centralizando y procesando la información producida por los agentes del MEM. CAMMESA actúa, asimismo, como entidad recaudadora de todos los agentes del MEM

CAMMESA es una sociedad anónima sin fines de lucro cuyos accionistas son por partes iguales del veinte por ciento respectivamente: el Gobierno Nacional (representado por el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios) y las cuatro asociaciones que agrupan a los segmentos en que está dividido el sector eléctrico (generación, transporte, distribución y grandes usuarios).

CAMMESA tiene a su cargo las siguientes funciones:

administrar el sistema interconectado nacional de acuerdo con el Marco Regulatorio Eléctrico, lo que incluye:

(i) determinar el despacho técnico y económico de energía (cronograma de producción de todas las centrales generadoras de un sistema energético para equilibrar la producción con la demanda) en el SADI;

(ii) maximizar la seguridad del sistema y la calidad de la electricidad suministrada;

(iii) minimizar los precios mayoristas en el mercado spot;

(iv) planificar los requerimientos de capacidad de energía y optimizar su utilización en cumplimiento de las normas que periódicamente establece la Secretaría de Energía;

(v) supervisar la operación del mercado a término y administrar el despacho técnico de electricidad conforme a los contratos celebrados en ese mercado;

actuar en calidad de agente de los distintos participantes del MEM;
comprar o vender electricidad a otros países celebrando las correspondientes operaciones de importación y exportación en el marco de los acuerdos existentes entre Argentina y países limítrofes y/o entre agentes del MEM y terceros de países limítrofes; y
gestionar comercialmente y despachar el combustible de las centrales del MEM.

Los costos operativos de CAMMESA se cubren mediante aportes obligatorios de todos los participantes del MEM.

Las normas vigentes han fijado un monto máximo para el presupuesto anual de CAMMESA, equivalente al 0,85% del total de las operaciones en el MEM proyectadas para cada año.

Se establece que el MEM se compone de:

a) Un Mercado a término, con contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas libremente entre vendedores y compradores.

b) Un Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el Costo Marginal de Corto Plazo ("CMCP") medido en el Centro de Carga del Sistema (Nodo Mercado).

c) Un Sistema de estabilización por trimestres de los precios previstos para el Mercado Spot, destinado a la compra de los Distribuidores.

A los fines de la instrumentación de las disposiciones contenidas en las normas referidas previamente, se dictaron, a través de la Resolución ex-Secretaría de Energía Eléctrica N° 61 de fecha 29 de abril de 1992, un conjunto de normas reglamentarias, denominadas “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios” (en adelante, “Los Procedimientos”), los cuales ha sido modificados, complementados y/o ampliados por sucesivas resoluciones de la Secretaría de Energía, continuadora de la exsecretaría de Energía Eléctrica.

Estructura actual de la industria

La generación y el MEM. La generación de energía eléctrica es calificada como una actividad de interés general afectada al servicio público de electricidad, pero realizada en el marco de un mercado competitivo. Como resultado de la privatización y de la incorporación de nuevos actores, el sector de la generación, aún después del proceso de consolidación de los últimos años, tiene una estructura competitiva con al menos cinco empresas importantes de envergadura similar: (i) ENDESA: Central Costanera, El Chocón y Dock Sud; (ii) SADESA: Central Puerto, Piedra del Águila, Centrales Mendoza y Central la Plata –antes CMS Ensenada; (iii) Pampa Energía: Central Güemes, Loma de la Lata, Central Piedra Buena (cabe aclarar que un porcentaje accionario de esta central está en manos de Albanesi S.A.), Diamante, Piquirenda y Nihuiles; (iv) AES: San Nicolás y Alicurá, entre otras; y (v) PETROBRAS: Genelba, EcoEnergíay Pichi Picún Leufú. A ello hay que sumarle que una importante porción del sector de generación está en manos de empresas estatales y/o de control estatal (Yacyretá, Salto Grande, Atucha, Embalse, YPF) y de otros generadores privados (Duke, Capex, Pluspetrol, entre otros).

Debe destacarse que los generadores de energía eléctrica cuya fuente es térmica (generación a partir del vapor generado por combustión de gas natural, líquidos derivados del petróleo como gas oil o fuel oil o carbón) no requieren de una concesión estatal para funcionar, en tanto que los generadores cuya fuente es hidráulica sí requieren de una concesión estatal a los efectos del uso de las aguas. Es por ello que la privatización de las unidades de generación hidroeléctrica se efectuó mediante el otorgamiento de concesiones, en tanto que la privatización de las unidades de generación térmica se concretó mediante la venta y posterior transferencia de los activos.

El MEM es el mercado en donde generadores, distribuidores y grandes usuarios concretan los intercambios de la energía eléctrica y se integra con un mercado horario o spot y un mercado a término (de contratos).

Los grandes usuarios (usuarios cuyo consumo excede los niveles de consumo máximos establecidos por el Marco Regulatorio) están autorizados a prescindir de su compañía local de distribución y a adquirir energía eléctrica directamente de generadores o comercializadores.

En el mercado spot, se comercializan los valores reales de oferta y demanda de energía. CAMMESA despacha las unidades disponibles de acuerdo a los costos variables de producción declarados por los agentes generadores, ya sea en función del costo de combustible o del valor de agua declarado, despachándose en primer lugar las unidades más eficientes. El precio del mercado spot es determinado por CAMMESA en forma horaria en un lugar geográfico específico, llamado “Nodo Mercado” situado en el centro de cargas del sistema, situado en Ezeiza, Provincia de Buenos Aires. El precio de la energía consiste en un valor denominado Precio Marginal del Sistema o Precio de Mercado, y representa al costo económico de generar el próximo MWh para abastecer un incremento de la demanda del mismo valor. El sistema de fijación de Precios Estacionales se encuentra directamente relacionado con los promedios trimestrales proyectados del Mercado Spot.

En forma simplificada, a fin de abastecer la demanda de energía, CAMMESA ordena la entrada en servicio de los generadores, comenzando por los que tienen un menor Costo Variable de Producción (“CVP”) y siguiendo sucesivamente con los de mayor CVP, hasta que toda la demanda esté cubierta.

Conforme la regulación y los procedimientos normados por la Secretaría de Energía, CAMMESA aplica los modelos de optimización aprobados por la regulación vigente, utilizando las estimaciones climáticas, los niveles de los embalses, los pronósticos de precipitaciones de los próximos meses y la disposición de las centrales nucleares y máquinas térmicas, de modo que resulte el menor costo de operación posible para las condiciones dadas para el trimestre en análisis y estimaciones para el siguiente, efectuando así el despacho de generación para bastecer la demanda del día en análisis (el del día siguiente).

Para ello, los generadores deben informar a CAMMESA, los costos variables de producción de las centrales térmicas, acorde con la disponibilidad de combustibles previstos por CAMMESA, que diferirán según el combustible de que se disponga (gas natural, fuel oil, gas oil, etc.).

Del lado de la demanda, CAMMESA calcula las curvas de consumo horario típicas e incorpora las restricciones al transporte de red. A su vez, la demanda debe estar integrada por los requerimientos de distribuidores, grandes usuarios y autogeneradores que compren en el MEM, y las exportaciones comprometidas con países interconectados e incluidas en la base de datos estacional, condicionadas a la existencia del excedente necesario en la oferta.

Como resultado de este proceso queda definido un precio de mercado óptimo, que es el menor precio resultante de adicionar, al costo variable de producción aceptado, el costo variable de transporte desde el punto de conexión del generador hasta el Nodo Mercado.

El procedimiento descripto constituye la base de la planificación de las necesidades futuras del SADI, con la cual opera el Sistema, por lo cual, durante el período de operación real se producen desfases entre la planificación y la realidad operativa, situación que generará diferencias dinerarias entre lo recaudado por compras de energía (facturada a los Distribuidores) y lo abonado por ventas de los Generadores, que se acumulan en el Fondo de Estabilización del MEM. Dichas diferencias reflejan los valores acumulados entre el precio estacional de la energía y el precio spot medio de la energía.

Desde la aprobación de la Ley de Emergencia Pública una serie de modificaciones transitorias modificaron el mecanismo original de determinación de precios en el MEM.

El precio de la energía se transfiere a los usuarios finales a través de las empresas de servicios públicos de distribución. Con el fin de habilitar este proceso, CAMMESA calcula un precio estacional después de realizar un análisis de las condiciones de la oferta y la demanda de energía eléctrica para el período cuyo precio se calcula. El precio estacional es un precio trimestral fijo. El Marco Regulatorio estableció un fondo de estabilización que arbitra las diferencias entre el precio estacional y el precio spot en el MEM. Cuando el precio estacional resulta superior al precio spot, se acumula un superávit en el fondo de estabilización y cuando el precio spot es superior al estacional, los montos acumulados en el fondo compensan las pérdidas sufridas. Las medidas adoptadas de conformidad con la Ley de Emergencia Pública también distorsionaron este mecanismo, ya que a pesar de un aumento relativo del precio spot, el precio estacional permaneció congelado para todos los usuarios hasta el año 2004, año en el que se dispuso un ajuste parcial que no alcanzó a la demanda residencial, segmento que continúa con el precio estacional congelado. Esta situación ha determinado que los montos recaudados en concepto de precio estacional sea siempre insuficiente al valor correspondiente al precio spot, circunstancia que ha determinado un déficit creciente del fondo de estabilización.

Según el Marco Regulatorio, los generadores no sólo son compensados por la energía vendida en el mercado, sino también por pagos fijos por disponibilidad de potencia.

Asimismo, el Marco Regulatorio prevé un mercado a término donde los vendedores y compradores puedan celebrar libremente contratos a largo plazo para la compra y el suministro de energía, incluyendo contratos de exportación e importación de energía eléctrica. No obstante, es importante tener en cuenta que con fecha 22 de marzo de 2013 la S.E. sancionó la Resolución N° 95/13 en cuyo artículo 9 se dispuso suspender, transitoriamente a partir del dictado de la resolución, la incorporación de nuevos contratos en el mercado a término del MEM para su administración por parte de CAMMESA, salvo aquellos que son producto de las Resoluciones S.E. 1193/05, 1281/06, 220/07, 1836/07, 200/09, 712/09, 762/09, 108/11 y 137/11 así como cualquier otro tipo de contrato de abastecimiento de energía eléctrica que tenga un régimen de remuneración diferencial establecido por S.E. Asimismo, se dispuso que una vez finalizados los contratos del mercado a término, será obligación de los Grandes Usuarios del MEM adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA. En lo que respecta a los contratos del mercado a término que se encontraban vigentes al 22 de marzo de 2013, la S.E. determinó que debían continuar administrándose conforme a la regulación vigente hasta su finalización, no pudiendo ser renovados ni prorrogados.

Según el Decreto N° 974/97 las operaciones de importación y exportación son realizadas a través del Sistema de Transmisiones de Interconexión Internacional (el “IITS”), un servicio público sujeto a la concesión otorgada por la Secretaría de Energía. Bajo dicho régimen, a través de la Resolución N° 348/99 la Secretaría de Energía otorgó a Interandes Sociedad Anónima la concesión del Transporte de Energía de Interconexión Internacional a través del Sistema de Transporte Güemes, el cuál conecta la Central Termoeléctrica Central de Salta en Güemes, Salta con el Paso Sico, en el límite con la República de Chile.

Es importante destacar que el sector de generación de electricidad está sometido a restricciones verticales, conforme las disposiciones de la Ley N° 24.065 y el Decreto N° 1398/92, según las cuales:

ningún generador, así como sus compañías controladas y sus controlantes, pueden ser propietarios o accionistas mayoritarios de una empresa transportista de electricidad o de la compañía controlante de ésta. Conforme resoluciones del ENRE, una compañía controlada por o controlante de una compañía de transporte de electricidad, es una compañía que posee más del 50% de las acciones con derecho a voto de la compañía controlada y ejerce control mayoritario; y
dado que el titular de una concesión de distribución no puede ser propietario de unidades de generación, el titular de una unidad generadora de electricidad no puede ser titular de unidades de distribución de electricidad. Sin embargo, si el titular de una unidad de generación es una compañía, entonces sus accionistas pueden ser titulares de una unidad de distribución de electricidad, ya sea como personas físicas o constituyendo otra persona jurídica con ese objeto.

La Ley de Sociedades Comerciales define en su Artículo 33 el término “control”. El mismo establece lo siguiente: ARTÍCULO 33. — Se consideran sociedades controladas aquellas en que otra sociedad, en forma directa o por intermedio de otra sociedad a su vez controlada: 1) Posea participación, por cualquier título, que otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social en las reuniones sociales o asambleas ordinarias; 2) Ejerza una influencia dominante como consecuencia de acciones, cuotas o partes de interés poseídas, o por los especiales vínculos existentes entre las sociedades. Sin embargo, no podemos asegurar que el Marco Regulatorio aplicará este standard de control al implementar las restricciones descriptas.

Transporte y distribución. Por su parte, tanto el transporte como la distribución son regulados como servicios públicos debido a su carácter de monopolios naturales. A estos efectos, el Gobierno nacional ha otorgado concesiones de explotación a empresas privadas bajo ciertas condiciones de prestación (principalmente parámetros de calidad de servicio y fijación de las tarifas que tienen derecho a cobrar por las prestaciones a su cargo).

El transporte de energía eléctrica está segmentado en un sistema de transporte en alta tensión (operado por la empresa TRANSENER, hoy co-controlada por Grupo Eling, Tanselec y ENARSA), que interconecta las principales áreas productoras y consumidoras de energía eléctrica, y en varios sistemas troncales por los que se transmite la energía dentro de las distintas áreas.

La distribución de energía eléctrica sólo está regulada en el nivel federal para el caso de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los partidos que integran las áreas metropolitanas del Gran Buenos Aires. EDENOR (controlada por Pampa Energía S.A.) opera en la zona norte de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y en la zona norte del Gran Buenos Aires y EDESUR (controlada por ENEL) opera en la zona sur, tanto de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires como del Gran Buenos Aires. En el resto del país, el servicio de distribución de electricidad está regulado a nivel provincial.

El servicio de transporte es prestado por concesionarios que operan y explotan líneas de transporte de alta y media tensión y consiste en la transformación y el transporte de electricidad desde los puntos de entrega de los generadores a los puntos de recepción de los distribuidores o grandes usuarios, según sea el caso. El Marco Regulatorio establece que las empresas de transporte deben ser independientes de otros participantes del MEM, y les prohíbe la compra y/o venta de energía.

Las tarifas aplicadas por las empresas de transporte de energía eléctrica incluyen: (a) un cargo de conexión, (b) un cargo por capacidad de transporte, y (c) un cargo que retribuye la energía transportada efectivamente. Los ingresos provenientes de la ampliación del sistema son regulados por separado. Las tarifas de transporte son pasadas a los usuarios finales mediante los distribuidores.

Las empresas de distribución se encargan de abastecer a los usuarios finales que no pueden contratar una fuente de suministro eléctrico independiente por su nivel de consumo.

Las principales características de los contratos de concesión tanto para el transporte como para la distribución eléctrica son: (a) normas de calidad de prestación de servicio con penalidades por incumplimiento; (b) adjudicación de un contrato de concesión por 95 (noventa y cinco) años por el monopolio del servicio de suministro en un área o red de suministro, dividido en “Períodos de Gestión”, con un plazo inicial de 15 (quince) años y plazos posteriores de diez años. Al término del período expresado, el paquete accionario mayoritario de la empresa debe ser ofertado para la venta nuevamente; y (c) tarifas fijadas según criterios económicos con sistema de price caps y procesos predeterminados respecto de su cálculo y ajuste.

Los cargos cobrados a los usuarios finales por las empresas de distribución, incluyen: a) el precio de compra de energía en el MEM (el precio estacional tal como fue descrito arriba), b) los costos de transporte y c) un valor agregado de distribución (“VAD”) que remunera al distribuidor. El VAD representa el costo económico o marginal de las redes a disposición de los usuarios, más los costos de funcionamiento y de mantenimiento de las redes y los costos de gestión, todos ellos considerados dentro de un marco de razonable eficiencia empresarial. Las tarifas así determinadas deben permitir a un distribuidor eficiente cubrir sus costos de funcionamiento, financiar la renovación y mejora de las instalaciones, satisfacer la demanda creciente, cumplir con los estándares de calidad predeterminados y obtener un retorno razonable, teniendo en cuenta su eficacia y eficiencia de funcionamiento, en consonancia con las cantidades invertidas y con los riesgos nacionales e internacionales inherentes a la actividad.

Es importante destacar que el sector de transporte de electricidad está sometido a restricciones verticales, conforme las disposiciones de la Ley N° 24.065 y el Decreto N° 1398/92, según las cuales:

ningún transportista, así como sus compañías controladas y sus controlantes, pueden ser propietarios o accionistas mayoritarios de una empresa generadora de electricidad o de la compañía controlante de ésta. Conforme resoluciones del ENRE, una compañía controlada por o controlante de una compañía de transporte de electricidad, es una compañía que posee más del 51% de las acciones con derecho a voto de la compañía controlada y ejerce control mayoritario;
ningún transportista, así como sus compañías controladas y sus controlantes, pueden ser propietarios o accionistas mayoritarios de una empresa distribuidora de electricidad o de la compañía controlante de ésta. Conforme resoluciones del ENRE, una compañía controlada por o controlante de una compañía de transporte de electricidad, es una compañía que posee más del 51% de las acciones con derecho a voto de la compañía controlada y ejerce control mayoritario; y
ningún transportista puede comprar ni vender electricidad.

Del mismo modo, la Ley N° 24.065 y el Decreto N° 1398/92 prevén restricciones verticales para los distribuidores de electricidad. En ese sentido, las normas mencionadas prevén que:

ningún distribuidor ni empresa controlada por o controlante de éste, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista o de su controlante y
el titular de una concesión de distribución no puede ser propietario de unidades de generación. De ser éste una forma societaria, sí pueden serlo sus accionistas, como personas físicas o constituyendo otra persona jurídica con ese objeto.

Sin perjuicio de las restricciones verticales expuestas, tanto los transportistas así como los distribuidores de electricidad están sujetos a restricciones horizontales. En ese sentido, las normas referidas establecen, respecto de los transportistas que:

sólo mediante la expresa autorización del ENRE dos o más transportistas podrán consolidarse en un mismo grupo empresario o fusionarse. También será necesaria dicha autorización para que un transportista pueda adquirir la propiedad de acciones de otro transportista, respectivamente;
conforme los términos de los contratos de concesión para el transporte de electricidad en líneas de más de 132kv y menores a 140kv, el servicio de transporte es prestado en forma exclusiva en áreas específicas indicadas en esos contratos; y
conforme los términos del contrato de concesión de la compañía que presta servicios de transporte de electricidad en líneas cuya tensión es igual o superior a 220kv, el servicio debe ser prestado en forma exclusiva y sin restricciones territoriales, dentro de todo el territorio argentino.

Respecto a las compañías distribuidoras de electricidad, las restricciones horizontales son las siguientes:

sólo mediante la expresa autorización del ENRE dos o más distribuidores, podrán consolidarse en un mismo grupo empresario o fusionarse. También será necesaria dicha autorización para que un distribuidor pueda adquirir la propiedad de acciones de otro transportista o distribuidor, respectivamente; y
el servicio de distribución es prestado dentro de áreas específicamente establecidas en los contratos de concesión respectivos.

Además del ENRE, otra de las principales entidades reguladoras en Argentina es la Secretaría de Energía, que es la principal autoridad gubernamental responsable de la industrial de la electricidad en Argentina a nivel federal. La Secretaría de Energía es regulada por el Decreto-Ley N° 27/2003, y sus principales funciones son: la participación en la elaboración, propuesta y ejecución de un plan nacional de políticas energéticas coordinado junto con todas las Provincias, supervisando tu cumplimiento y facilitando un encuadramiento legal que facilite su cumplimiento; el estudio y análisis de los mercados de energía y la elaboración de un plan estratégico relativo a energía, petróleo y otros combustibles; decidir frente a los reclamos administrativos presentados frente a resoluciones dictadas por entidades descentralizadas en su jurisdicción; realizar propuestas y control de ejecución de la política petrolera nacional con respecto a la promoción y regulación de la exploración, explotación, transporte y distribución de petróleo; y la promoción y supervisión de la explotación racional de los recursos petroleros y la conservación del medio ambiente en todas las etapas de la industria petrolera.

El impacto de la Ley de Emergencia Pública y su reglamentación. El sector eléctrico se ha visto profundamente afectado por la Ley de Emergencia Pública y las medidas adoptadas en consecuencia.

Las tarifas de transporte y distribución de electricidad fueron convertidas a pesos, perdiendo más de las dos terceras partes de su valor real y fueron congeladas por más de seis años. Sólo tuvieron aumentos limitados y de pequeña escala.

El proceso de renegociación de contratos dispuesto por la Ley de Emergencia Pública para los contratos de carácter público sujetos a jurisdicción federal, incluyendo las concesiones otorgadas para el transporte y distribución de electricidad en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y La Plata, avanzó muy lentamente. Después de más de 5 (cinco) años de negociaciones los transportistas y distribuidores de electricidad han llegado a un acuerdo con el Poder Ejecutivo Nacional con la participación de la UNIREN constituida en el ámbito de los Ministerios de Economía y Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.

Como resultado de estas negociaciones, las tarifas de transporte han tenido algunos incrementos moderados después de haber estado congeladas por más de 6 (seis) años.

En el sector de distribución, los acuerdos de renegociación establecieron incrementos limitados en sus ingresos y en parte de las tarifas (el VAD). Estos incrementos fueron generalmente aplicados a usuarios comerciales e industriales, mientras que una revisión integral de tarifas que incluya a los usuarios residenciales, ha sido pospuesta varias veces.

La industria de generación eléctrica ha sido severamente afectada debido a que, aunque los costos de producción se han incrementado, los precios fueron efectivamente congelados o controlados, alterando el criterio de costo marginal que era aplicado previamente. Del mismo modo, la escasez de suministro de gas natural ha tenido un gran impacto. La Resolución de la Secretaría de Energía N° 240/03 que establece que el precio spot debe ser calculado como si las condiciones de suministro pleno de gas estuviesen dadas, ha significado que los generadores de electricidad no han podido transferir los sobre-costos de combustible devengados por la utilización de combustibles líquidos a los compradores. Esta situación llevó al agotamiento del fondo de estabilización administrado por CAMMESA, circunstancia que derivó en la imposibilidad de pago de las facturas de los generadores de electricidad.

Con motivo de la insuficiencia de los fondos necesarios para hacer frente a todos los pagos debidos a los agentes del MEM, se emitió la Resolución de la Secretaría de Energía N° 406/03 que dispuso en su artículo 4 que en caso de no existir recursos suficientes, el orden de prioridad a aplicar para la consolidación de las deudas a favor de los acreedores del MEM sería el siguiente: a) las sumas que le correspondan como créditos pendientes de pago al fondo unificado; b) los ingresos asignables a los fondos y cuentas del MEM; c) Los saldos resultantes para completar el pago de las acreencias de los agentes del MEM una vez abonados los conceptos remunerativos establecidos en los incisos d), e) y f) de este artículo; d) los conceptos relacionados con el pago de la remuneración de la potencia y los servicios prestados al MEM; e) los montos correspondientes a: I. La energía producida y entregada en el mercado "spot" horario valorizada a su costo operativo por los CVP declarados y aprobados para la generación térmica más la totalidad de los cargos de transporte correspondientes. II. La energía producida y entregada en el mercado "spot" horario por las centrales hidroeléctricas, valorizada al Costo Medio Representativo de Operación y Mantenimiento de una Central Hidroeléctrica (COMH) establecido en el anexo 26 de los procedimientos más la totalidad de los cargos de transporte correspondientes: 2 $/MW-hora. III. La remuneración correspondiente a los transportistas de energía eléctrica. IV. Los prestadores adicionales de la función técnica de transporte no distribuidores que tienen acreencias en el MEM por las operaciones de los grandes usuarios del mercado; y f) los compromisos asumidos en relación con los anexos II, III, IV de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 01/03.

Como resultado de las medidas adoptadas después de que la Ley de Emergencia Pública fue promulgada, los niveles de oferta de electricidad se estancaron mientras que la demanda aumentó sostenidamente, previéndose que dicha tendencia alcista se mantendrá en los próximos años. Esto ha provocado en algunos años que la escasez de electricidad se haya sentido en ciertos picos máximos de consumo, especialmente durante los días más fríos de invierno. Para hacer frente a esta escasez de suministro, el Poder Ejecutivo Nacional puso en marcha varias medidas, entre ellas, las restricciones de suministro a grandes clientes y las importaciones de combustibles líquidos y de electricidad.

Con el fin de superar estos problemas y teniendo en cuenta los pronósticos sobre el aumento futuro de la demanda, el Poder Ejecutivo Nacional ha puesto en marcha distintos programas y políticas de fomento a la disponibilidad de nueva capacidad de generación.

Los programas conocidos como “Energía Plus” (ver abajo) y “Energía Delivery” (ver abajo) fueron adoptados para fomentar la inversión privada en nuevas instalaciones de generación, permitiendo a sus propietarios vender la energía producida a precios suficientes para prever el costo de los proyectos más una rentabilidad razonable. El propósito de estas medidas no es solo el de superar la actual situación de escasez energética sino el de agregar capacidad instalada para acompañar el crecimiento sostenido de la demanda que se prevén para el corto y mediano plazo.

En el mismo sentido, la Secretaría de Energía dictó la Resolución N° 724/2008, que habilitó la realización de Contratos de Compromiso de Abastecimiento MEM asociados a la reparación o repotenciación de grupos de generadores y/o equipamiento asociado, con agentes generadores del MEM. La remuneración a percibir por la parte vendedora goza de la prioridad de pago establecida el inciso e) del artículo 4 de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 406/03.

Por otra parte, el 11 de noviembre de 2009 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N ° 762/2009 de la Secretaría de Energía a través de la cual se instrumentó la creación del Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas (el “Programa de Obras Hidroeléctricas”).

El objetivo del Programa de Obras Hidroeléctricas es incentivar la construcción de centrales hidroeléctricas en el territorio de la República Argentina mediante la creación de un flujo de fondos apto para garantizar el repago de las inversiones realizadas y del financiamiento provisto en ese marco.

A tal efecto, se ha previsto la posibilidad de celebrar contratos de abastecimiento de energía eléctrica -correspondientes a la energía generada por las obras hidroeléctricas que se incorporen al Programa de Obras Hidroeléctricas- entre CAMMESA y agentes generadores del MEM que serán determinados por la Secretaría de Energía. Los Contratos de Abastecimiento para Obras Hidroeléctricas tienen como objeto, entre otros, el repago de las inversiones realizadas y del financiamiento utilizado para la concreción de todas las obras hidroeléctricas incluidas en el Programa de Obras Hidroeléctricas..

El plazo de vigencia de los contratos puede ser de hasta 15 (quince) años y puede ser excepcionalmente prorrogado por la Secretaría de Energía. Superado ese plazo, cada Central Hidroeléctrica que haya sido incorporada al Programa de Obras Hidroeléctricas podrá comercializar su generación al precio que en ese momento reconozca el MEM.

Los términos y condiciones de los contratos serán determinados por la Secretaría de Energía, teniendo en cuenta principios de racionalidad económica, equidad y beneficios operativos para el conjunto del sistema eléctrico, conforme los cuales procederá a calificar a las Obras Hidroeléctricas a ser ejecutadas al amparo del Programa de Obras Hidroeléctricas.

El FONINVEMEM. El FONINVEMEM fue creado a través de la Resolución Nº 712 del 12 de julio de 2004 de la Secretaría de Energía.

Su objetivo fue constituir un fondo específico en el Sector Eléctrico que tenga por finalidad la de encauzar los recursos económicos para la realización de las inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica disponible en los centros de demanda con costos accesibles para el normal funcionamiento del MEM. Considerando que era necesario alentar la participación de los Agentes acreedores del MEM en dichas inversiones, se entendió conveniente dar la oportunidad para que dichos agentes inviertan parte de sus Liquidaciones de Venta con fecha de Vencimiento a Definir (“LVFVD”).

Actualmente, se encuentra en proyecto la constitución del FONINVEMEM II, que de la misma manera que el FONINVEMEM I, buscó financiar la construcción de dos nuevas centrales (Vuelta de Obligado en la localidad de Timbues, Pcia. de Santa Fe y Guillermo Brown en la localidad de Bahía Blanca, Pcia. de Buenos Aires). Ello dado que se suscribió un acuerdo entre la Secretaría de Energía y un conjunto de Generadores del MEM, por el cual se pretende llevar adelante el ingreso de nueva generación eléctrica para cubrir el aumento de la demanda de energía y potencia y propiciar, además, la cancelación de las acreencias de los generadores con CAMMESA por venta de electricidad..

Energía Distribuida.

Por medio de la Resolución Secretaría de Energía N° 220/07, la SE habilitó la celebración de Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica (“CAE)” entre el MEM (representado por CAMMESA) y empresas que aporten una nueva oferta de generación [1]l sistema mediante todos aquellos proyectos de instalación de energía adicional en los que participe el Gobierno Nacional, ENARSA o los que determine el MPFIPyS.

La Resolución SE N° 220/07 incluye las siguientes características básicas de los CAE:

(i) Vigencia: 10 (diez) años de plazo máximo.

(ii) Partes: Como parte vendedora, la empresa cuya oferta haya sido aprobada por la Secretaría de Energía; y como parte compradora el MEM en su conjunto representado por CAMMESA.

(ii) Remuneración: Será determinada en base a los costos aceptados por la Secretaría de Energía y aprobados por el MPFIPyS.

(iii) Punto de entrega: el nodo de vinculación de la central con el SADI.

(iv) Sanciones: Los CAE incluirán un régimen de sanciones por incumplimiento en función de la afectación que pueda introducir la indisponibilidad de las unidades comprometidas en los CAE en el adecuado abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en el SADI.

(v) Despacho: Las máquinas y centrales afectadas al cubrimiento de los CAE generarán en la medida que resulten despachadas por CAMMESA.

Asimismo, dicha resolución detalla los requisitos que deberán cumplir las ofertas de generación adicional que pretendan la celebración de CAE. Al respecto, se dispone que se deberán presentar los proyectos de inversión respectivos, adjuntando la siguiente información: (i) unidades a ser habilitadas y que asumirán el compromiso; (ii) disponibilidad garantizada de las unidades; (iii) duración ofertada del CAE; (iv) período de vigencia de la oferta; (v) disponibilidad de potencia comprometida para todo el período ofertado en MW; la Secretaría de Energía podrá establecer valores límites a la potencia comprometida; (vi) desagregación de los costos fijos y variables, y en particular los correspondientes al financiamiento utilizado para la instalación de la nueva capacidad ofertada y documentación respaldatoria de dicha desagregación.

En base a la información remitida, la Secretaría de Energía debe evaluar las ofertas remitidas e instruir a CAMMESA sobre aquellas que resulten aceptadas para su contratación, indicando expresamente la anualidad de los costos de instalación a considerar y/o la metodología de cálculo que se deberá aplicar a esos efectos, como también los costos fijos y variables aceptados a ser reconocidos en el CAE. Junto con esta instrucción, la Secretaría de Energía remitirá a CAMMESA el texto del contrato a suscribir y la metodología a implementar para su inclusión en las transacciones económicas del MEM.

La potencia que resulte eventualmente asignada y la energía suministrada en cumplimiento de los CAE recibirá una remuneración mensual calculada en base a la anualidad de los costos de instalación a considerar, y los costos fijos y variables requeridos para la adecuada operación del equipamiento comprometido, de acuerdo a la metodología a definir en el respectivo contrato.

CAMMESA deberá emitir la documentación comercial necesaria para la facturación de los CAE y realizar las adecuaciones pertinentes sobre las cuestiones transaccionales u operativas que fueren menester.

Los agentes generadores que hayan suscripto los CAE deberán cumplir con todos los requisitos establecidos en los Procedimientos, declarando los costos variables de producción y valores de agua de las unidades comprometidas de acuerdo a la metodología vigente y a los máximos costos que fueren reconocidos.

Por último, se establece que en tanto sea de aplicación la Resolución de la SE N° 406/2003, las obligaciones de pago bajo los CAE tendrán la prioridad de cancelación establecida en el inciso e) del artículo 4 de Resolución SE N° 220/07.

Ello implica que, a fin de reducir el riesgo de pago de las ventas correspondientes a los CAE, se ha establecido que los costos asociados a estos contratos tendrán prioridad de pago frente a las acreencias de otros agentes del mercado. En este sentido, el orden de prioridad a aplicar para la cancelación de las obligaciones de pago derivadas de estos contratos, será igual o superior a la correspondiente al reconocimiento de los costos operativos de los generadores térmicos. En otras palabras, la recuperación de costos asociados a los CAE tendrá, al menos, la misma prioridad que la recuperación de, por ejemplo, los costos del combustible utilizado para generación de energía eléctrica ya instalada.

Por medio de la Resolución de la Secretaría de Energía N° 1836/07, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suscribir con ENARSA los CAE correspondientes a emplazamientos a ser comunicados en cada caso, aprobando como Anexo I, el modelo de contrato a suscribir y disponiendo que las condiciones particulares de cada CAE debería ser aprobada por la Secretaría de Energía.

Dentro del marco del programa de distribución de energía, ENARSA convocó las Licitaciones Públicas N° 1/2007 2/2007 y 1/2010..

Programa de Energía Renovable.

En los últimos años la República Argentina ha incorporado a su agenda la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. En ese sentido se ha dictado normativa tendiente no sólo a regular e incorporar este tipo de energías al MEM y a los procedimientos técnicos, sino que también le ha dado impulso a través de la regulación específica de algunos de sus aspectos, mediante incentivos a través de beneficios fiscales y tarifas preferenciales o subsidiadas.

En esta línea puede destacarse la Ley Nº 26.190 publicada en diciembre de 2006, que aprobó el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía. Esta ley fue posteriormente reglamentada mediante el Decreto N° 562/09 (publicado el 20 de mayo de 2009). Las fuentes de energía renovables contempladas en este régimen son las eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica (centrales hidroeléctricas hasta 30 MW), biomasa, y gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás (con excepción de los usos previstos en la Ley Nº 26.093 de Biocombustibles). El objetivo de la Ley N° 26.190 es lograr una contribución de las fuentes de energía renovables del 8% del consumo de energía eléctrica nacional dentro de un plazo de 10 años desde su puesta en marcha. La Ley N° 26.190 estableció también un régimen de inversiones para la construcción de obras nuevas destinadas a la producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables que regirá por diez años. El régimen establecido por la Ley N° 26.190 está excluido del régimen general de remuneración regulado por la Resolución 95 (tal como se definirá más adelante).

Los beneficiarios de este régimen pueden ser las personas físicas y/o jurídicas que sean titulares de inversiones y concesionarios de obras nuevas de producción de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables, aprobados por la autoridad de aplicación, con radicación en el territorio nacional, cuya producción esté destinada al MEM o la prestación de servicios públicos.

Los beneficios del régimen son los siguientes:

I. Beneficios Fiscales

a) Beneficios impositivos de la Ley N° 26.360:

(i) Devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (“IVA”) de los bienes nuevos amortizables del proyecto. El IVA facturado a los beneficiarios por la compra, fabricación, elaboración o importación definitiva de bienes de capital o la realización de obras de infraestructura, le será acreditado contra otros impuestos a cargo de la AFIP luego de transcurridos, como mínimo, tres períodos fiscales contados desde aquél en el que se hayan realizado las inversiones o, en su defecto, le será devuelto en el plazo estipulado en la aprobación del proyecto, en las condiciones y con las garantías que al respecto se establezcan; y

(ii) Amortización acelerada de los bienes a efectos del Impuesto a las Ganancias. Los beneficiarios podrán practicar amortizaciones por las inversiones correspondientes a los proyectos efectuadas con posterioridad a su aprobación y conforme a los plazos que allí se establezcan. Para la realización de estas amortizaciones hay un tratamiento diferenciado según el momento en que se hayan realizado las inversiones: dentro de los primeros, segundos o terceros doce meses posteriores a la aprobación del proyecto. Esta alternativa está sujeta a la condición de que los bienes permanezcan en el patrimonio del titular del proyecto durante por lo menos tres años.

Cabe aclarar que, en virtud de lo establecido en el artículo 2° de la Ley N° 26.360, los beneficios impositivos antes mencionados serían aplicables siempre y cuando el Parque Eólico Rawson hubiese tenido principio efectivo de ejecución con fecha anterior al 30 de septiembre de 2010, (lo cual no aconteció), entendiéndose bajo dicha ley que hubiere existido principio efectivo de ejecución cuando se hubiesen realizado erogaciones de fondos asociados al Parque Eólico Rawson por un monto no inferior al quince por ciento (15%) de la inversión prevista para dicho proyecto.

b) Falta de cálculo del impuesto a la ganancia mínima presunta establecido por la Ley 25.063 de los bienes afectados a los proyectos iniciados bajo el régimen de la ley de energía renovable.

Este beneficio comprende los 3 períodos fiscales finalizados antes de la finalización del proyecto correspondiente. Los bienes deben estar afectados al proyecto relevante y tuvieron que haber sido adquiridos por la compañía luego de la aprobación del proyecto.

II. Remuneración adicional

Los proyectos gozarán además de une remuneración adicional equivalente a $ 0,015 por KW/h a los generadores de energía proveniente de fuentes renovables, excepto en el caso de energía solar, cuyos generadores cobrarán $ 0,9 por KW/h.

La remuneración adicional prevista se abonará teniendo en cuenta: 1°) la sustitución de combustibles, 2°) la participación de la industria nacional y oportunidades de creación de empleos, y 3°) la rapidez en la puesta en marcha de los proyectos.

La Resolución SE N° 712/09 aprobó los modelos de los contratos que se celebrarán entre CAMMESA y ENARSA para la provisión de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables que se genere en virtud de las adjudicaciones de la Licitación ENARSA N° 1/09.

Por otro lado, la Resolución SE N° 712/09 agregó el Anexo 39 y sustituyó el Anexo 40 de los Procedimientos. En lo que aquí incumbe, el nuevo Anexo 39 establece las pautas para la generación con fuentes renovables de energía, excluida la hidráulica y la eólica, mientras que el Anexo 40 estableció pautas para la generación eólica.

En lo que respecta a los contratos a ser adjudicados, previo a su celebración, ENARSA debe cumplir con un procedimiento ante la Secretaría de Energía para obtener la aprobación de la oferta de disponibilidad de generación por la que pretenda realizar cada contrato con CAMMESA.

En base a la evaluación de las solicitudes presentadas, la Secretaría de Energía considerará la conveniencia de la contratación de la disponibilidad de generación y energía asociada, instruirá a CAMMESA sobre aquellas que resulten aceptadas para su contratación y remitirá el texto del contrato a suscribir con las particularidades de la contratación.

Las principales características de estos modelos de contratos aprobados por la Resolución SE N° 712/09 son las siguientes:

La energía suministrada es la generada por las máquinas comprometidas que resulte de los requerimientos de despacho de CAMMESA y que no resulten forzadas por requerimientos del generador;
El plazo de vigencia de los contratos es de hasta 15 años, que será prorrogable por un plazo de máximo de 18 meses adicionales;
En los casos de contratación de energía generada en base de fuentes renovables distintas de biocombustibles (como el caso de la energía eólica y fotovoltaica), no se prevé una remuneración por potencia. En estos casos, la contraprestación consistirá en la remuneración por la energía entregada, un cargo por gerenciamiento y el pago de una fracción de los costos fijos (cargos por transporte, gastos, tasas, y otros específicamente previstos). El precio de la energía suministrada será constante durante toda la vigencia del contrato particular.
Se establece un fondo de garantía para asegurar el cumplimiento de las obligaciones emergentes de los Contratos, que deberá ser integrado por CAMMESA, hasta un límite del 10% de las obligaciones futuras asumidas en cada uno de los contratos.

Por su parte, la Resolución SE N° 108/2011 del 13 de abril de 2011 habilitó la celebración de nuevos Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica entre CAMMESA en representación del MEM y determinadas ofertas de disponibilidad de generación de energía eléctrica generadas a partir de las fuentes renovables previstas en la Ley N° 26.190 que cumplan con los siguientes requisitos:

No cuenten, al momento de la publicación de la Resolución N° 108/2011, con las instalaciones de generación a comprometer en esas ofertas o que, habiendo concretado la interconexión al MEM no hayan comprometido su disponibilidad de generación y energía asociada bajo ningún modo de contratación; y
presenten proyectos en los que participe el Estado Nacional, ENARSA u otros agentes generadores.

Los contratos previstos en esta resolución tendrán un plazo máximo de duración de 15 años, que podrá excepcionalmente ser extendido en 18 meses por la SEN. La remuneración es mensual, denominada en dólares estadounidenses y determinada en base a los costos e ingresos anuales aceptados por la SEN a estos efectos, se considerarán los costos de instalación, fijos y variables requeridos para la adecuada operación del equipamiento comprometido, de acuerdo con la metodología que se determine en cada Contrato de Abastecimiento.

Energía Plus

En septiembre de 2006, la Secretaría de Energía emitió la Resolución SE 1281/06 que creó el Plan de Energía Plus.

A tales efectos, la resolución establece que:

Los grandes usuarios del MEM y grandes usuarios de distribuidoras (más de 300 kilovatios en ambos casos), estarán autorizados a garantizar el suministro de energía hasta la “demanda base” (igual a su demanda en 2005) suscribiendo contratos a término con generadores existentes antes de septiembre de 2006; y
Los grandes usuarios del MEM y grandes usuarios de distribuidoras (más de 300 kilovatios en ambos casos) deben satisfacer cualquier consumo que exceda su demanda base con el servicio de Energía Plus, consistente en la oferta de disponibilidad de generación adicional por parte de nuevos generadores y/o agentes generadores, co-generadores o autogeneradores que no sean agentes del MEM o que, a la fecha de publicación de la resolución, no estén interconectados al MEM.

La resolución también estableció el precio que los grandes usuarios deben abonar por la demanda excedente, en caso que no fuera previamente contratada bajo el Plan de Energía Plus, que originalmente fue estipulado como equivalente al costo marginal de operación pero luego fue establecido a partir de sucesivas notas de la Secretaría de Energía, siendo el mismo de $ 455 MW/h para GUDI y $ 320 MW/h para GUMAS y GUMEs.

Energía Delivery

El programa de Energía Delivery se desarrolla en el marco de la Resolución de la S.E. N° 220/07. Por medio de dicha resolución la S.E. habilitó la realización de contratos de abastecimiento entre el MEM y ) y las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada adicionales, presentadas por parte de Agentes Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores que al 22 de enero de 2007 no sean agentes del MEM o no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer en estas ofertas habilitadas comercialmente, o que a dicha fecha no estén interconectados al MEM.

El 16 de marzo de 2009 se publicó la Resolución S.E. N° 200/09 por la cual se extendió la habilitación para la realización de los contratos de abastecimiento previstos en la Resolución S.E. N° 200/07 a los Agentes Generadores, Cogeneradores o Autogeneradores que sean agentes del MEM y que sean objeto de participación estatal mayoritaria o que sean empresas controladas por el Estado Nacional.

Los contratos de abastecimiento previstos en dichas normas tienen las siguientes características, entre otras: (i) tienen una vigencia de 10 años o un plazo inferior que establezca excepcionalmente la S.E.; (ii) la parte vendedora es el Agente del MEM cuya oferta haya sido aprobada por la S.E.; (iii) la parte compradora es el MEM representado por CAMMESA con el objeto de satisfacer los requerimientos de demanda que se comercializan en el Mercado Spot; (iv) la remuneración se determinará en base a los costos aceptados por la S.E.; (v) el punto de entrega de la energía y potencia contratada será el Centro de Cargas del Sistema.

El artículo 8 de la Resolución S.E. N° 220/07 establece que, en tanto sea de aplicación la Resolución S.E. Nº 406/2003, las obligaciones de pago derivadas de los contratos suscritos en el régimen de Energía Delivery, tendrán una prioridad de cancelación igual a las establecidas en el numeral e) del artículo 4º de dicha resolución.

ENARSA ya convocó a licitaciones en el marco de este programa.

Resoluciones de la Secretaría de Energía N° 95/2013 y 529/2014

El 26 de marzo de 2013 el Boletín Oficial publicó la Resolución SE N° 95/2013 dictada por la Secretaría de Energía (la “Resolución 95”) que estableció un régimen de contratación y remuneración para todos los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM, exceptuando la generación de las centrales hidroeléctricas binacionales y la generación nuclear, así como también la potencia y/o energía eléctrica producida por los agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM que ha sido comprometida en el marco de los contratos regulados por la Secretaría de Energía a través de las Resoluciones SE N° 1193 de fecha 7 de octubre de 2005, N° 1281 de fecha 4 de septiembre de 2006, N° 220 de fecha 18 de enero de 2007, N° 1836 de fecha 27 de noviembre de 2007, N° 200 de fecha 16 de marzo de 2009, N° 712 de fecha 9 de octubre de 2009, N° 762 de fecha 5 de noviembre de 2009, N° 208 de fecha 29 de marzo de 2011 y N° 137 de fecha 25 de abril de 2011, así como cualquier otro tipo de contrato de abastecimiento de energía eléctrica que tenga un régimen de remuneración diferencial establecido por la SEN dependiente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.

Adicionalmente, con el objeto de optimizar y minimizar los costos en el abastecimiento de combustibles a las centrales del MEM, la gestión comercial y el despacho de combustibles, quedará centralizado en el Organismo Encargado del Despacho (CAMMESA). En función de lo mencionado, y a partir de la fecha de publicación de la mencionada resolución, a medida que las relaciones contractuales entre los Agentes del MEM y sus proveedores de combustibles e insumos asociados se vayan extinguiendo, dejarán de reconocerse tales costos asociados a la Operación.

El nuevo régimen de remuneración rige las operaciones económicas que se hayan celebrado desde Febrero de 2013. Sin embargo, la aplicación efectiva a cada generador en particular requiere que el mismo desista de cada reclamo judicial o administrativo que se haya iniciado contra el Estado argentino, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA, en relación con el acuerdo con generadores 2008-2011 y/o relacionado con la Resolución SEN N° 406/03. Asimismo, cada generador debe renunciar a iniciar cualquier reclamo administrativo y/o judicial contra el Estado argentino, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA, referido al acuerdo del 2008-2011 y/o la Resolución SE N° 406/03.De no cumplir con dichos requisitos, no tendrán acceso al régimen remunerativo mencionado, ni al anterior que se mantiene vigente.

El nuevo régimen remunerativo comprende tres conceptos: remuneración de costos fijos; remuneración de costos variables, y remuneración adicional. Esta última en parte se liquida directamente a los Generadores, y en otra parte se destina a un fideicomiso para ser reinvertido en la financiación de nuevos proyectos de infraestructura en el sector eléctrico.

Asimismo, la Resolución 95 suspende transitoriamente la incorporación de nuevos contratos en el Mercado a Término e impone que una vez finalizados los preexistentes al dictado de la misma será obligación de los Grandes Usuarios del MEM adquirir su demanda de energía eléctrica al Organismo Encargado del Despacho, conforme las condiciones que establezca la Secretaría de Energía a tal efecto. Los generadores comprendidos recibirán como remuneración total la determinada por la metodología establecida por la Resolución 95. Con fecha 20 de agosto de 2013, la Secretaría de Energía instrumentó un mecanismo de prioridad de pago mediante el cual CAMMESA distribuye los montos que percibe directamente de los Grandes Usuarios del MEM por su demanda abastecida, entre aquellos generadores adherentes a Resolución 95. Dichos montos serán destinados de manera prioritaria a cubrir la remuneración de los generadores bajo el siguiente esquema: en forma prioritaria a cubrir en primera medida los costos fijos, luego los costos variables y en última instancia la remuneración adicional directa.

Posteriormente al dictado de la Resolución 95, la SEN emitió las notas 1807/13, 1808/13, 2052/13, 4201/13, 4258/13 y 5954/13. Conforme a lo establecido en la nota SEN N° 2053/13, el nuevo régimen de remuneración se establecerá de manera particular a cada uno de los agentes a partir de la recepción de la obligación de desistir a cualquier acción, incluida en el Artículo 12 de la Resolución 95.

Los contratos actualmente vigentes de Genneia para la venta de energía eléctrica en las Centrales ubicadas en las localidades de Pinamar, Matheu, Olavarría, Las Armas y Bragado (Provincia de Buenos Aires), Paraná y Concepción del Uruguay (Provincia de Entre Ríos) y Parque Eólico Rawson (Provincia del Chubut), han sido celebrados y se encuentran amparados bajo el marco de las Resoluciones de la SE N° 220/07, N° 1836/07 y N° 712/09. De esa forma, conforme lo previsto en el Artículo 1° de la Resolución 95, los contratos celebrados bajo dichos marcos normativos se encuentran expresamente excluidos de los agentes generadores comprometidos por la Resolución 95.

Por último, tampoco se encuentra sujeto a las previsiones de la Resolución 95 el contrato celebrado por Genneia con la Provincia del Chubut para la venta de energía eléctrica en las Centrales ubicadas en las localidades de Gobernador Costa y Río Mayo (Provincia del Chubut), atento a que dicha venta de energía no es realizada por Genneia en calidad de Agente Generador, Cogenerador ni Autogenerador del MEM.

El 23 de mayo de 2014 el Boletín Oficial publicó la Resolución SE N° 529/2014 dictada por la Secretaría de Energía (la “Resolución 529”), que estableció una actualización de los valores de los conceptos remuneratorios fijados en la Resolución 95 para todos los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM comprendidos en dicha resolución.

Adicionalmente, la Resolución 529 incorpora para la generación de origen térmico un nuevo esquema de remuneración de mantenimientos no recurrentes (la “Remuneración Mantenimientos No Recurrentes”), la cual se hará efectiva en oportunidad de incurrirse en mantenimientos mayores sobre el equipo de dichas centrales térmicas, y sujeto a aprobación de la Secretaría de Energía. Mientras dichos mantenimientos no recurrentes no se lleven a cabo y/o no sean aprobados por la Secretaría de Energía, la Remuneración Mantenimientos No Recurrentes será documentada como una liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir.

Regulación ambiental

La Ley Nº 26.190 establece que la infraestructura, instalación y operación de los equipos relativos a la generación, el transporte y la distribución de energía eléctrica deben cumplir con la regulación relativa a la protección y el cuidado de las centrales hidroeléctricas y el ecosistema, así como con las normas ambientales vigentes, y aquellas que la Secretaría de Energía estableciera en el futuro en el ámbito federal.

Asimismo, la ley mencionada en el párrafo anterior, faculta al ENRE para la supervisión de la protección de la propiedad, el medio ambiente y la seguridad pública de las construcciones y operaciones desarrolladas en relación con los sistemas de generación, transporte y distribución de electricidad.

Tanto la Secretaría de Energía como el ENRE, han emitido normativa referida a la regulación de la protección del medio ambiente. Entre otras, cabe mencionar: la Resolución SE N° 149/90 que establece los procedimientos de administración ambiental de las centrales térmicas a través de la sanción del “Manual de Gestión Ambiental de Centrales Termoeléctricas Convencionales para Generación de Energía Eléctrica”, el cual fue modificado por las Resoluciones SE N° 154/93 y 108/2001; la Resolución N° 108/01 que establece la emisión de normas relacionadas con las centrales termoeléctricas; y la Resolución ENRE N° 555/01, que establece que los agentes del MEM –al igual que otros generadores- están obligados a implementar sistemas de gestión ambiental.

Más allá de las regulaciones ambientales que resultan aplicables específicamente al sector eléctrico, la actividad de la Compañía está sujeta al cumplimiento de la regulación general ambiental, tal como la Ley 24.051 (Ley de Residuos Peligrosos), la Ley 25.675 (Ley General del Ambiente), Ley N° 25.612 (Ley de gestión integral de Residuos Industriales), y la Ley N° 25.670 (Ley de Presupuestos Mínimos para la Gestión y Eliminación de los PCBs), entre otras.

5. RESEÑA Y PERSPECTIVA OPERATIVA Y FINANCIERA

1. Comparación entre los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013


		31/12/2014	31/12/2013	Variación
		(en miles de pesos)
Ingresos por ventas netas		1.299.029	922.624	376.405
	Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	896.143	664.486	231.657
	Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	311.725	209.414	102.311
	Comercialización y transporte de gas	65.513	48.724	16.789
	Otros ingresos diversos	25.648	-	25.648
Costo de ventas		(718.693)	(579.339)	(139.354)
	Compras y costos operativos	(423.855)	(357.338)	(66.517)
	Depreciación y amortización	(294.838)	(222.001)	(72.837)
Utilidad Bruta		580.336	343.285	237.051
	Gastos de comercialización	(26.320)	(8.748)	(17.572)
	Gastos de administración	(106.482)	(81.047)	(25.435)
	Otros egresos netos	(10.005)	(583)	(9.422)
	Resultados financieros netos	(374.169)	(326.405)	(47.764)
Utilidad (Pérdida) neta antes de impuesto a las ganancias		63.360	(73.498)	136.858
	Impuesto a las ganancias	(56.075)	( 41.267)	(14.808)
Utilidad (Pérdida) neta por operaciones que continúan		7.285	(114.765)	122.050
Operaciones discontinuas
	Resultado por operaciones discontinuas	-	(4.918)	4.918
Utilidad (Pérdida) neta del ejercicio		7.285	(119.683)	126.968
Otros resultados integrales
	Diferencia de cambio por conversión	145.713	138.245	7.468
Total de otros resultados integrales		145.713	138.245	7.468
Resultado integral total del ejercicio		152.998	18.562	134.436

Utilidad (Pérdida) neta atribuible a:
	Propietarios de la controladora	7.285	(119.683)	126.968
	Participaciones no controladoras	-	-	-
Total utilidad (Pérdida) neta del ejercicio		7.285	(119.683)	126.968

Resultado integral total atribuible a:
	Propietarios de la controladora	152.998	18.562	134.436
	Participaciones no controladoras	-	-	-
Resultado integral total del ejercicio		152.998	18.562	134.436

Síntesis

El resultado neto antes del impuesto a las ganancias fue una ganancia de $ 63,4 millones, mostrando una variación interanual positiva de $136,9 millones en comparación con la pérdida del período finalizado al 31 de diciembre de 2013 que se ubicó en $ 73,5 millones. Esta evolución positiva se explica, mayormente, por el sustancial incremento de la utilidad bruta como consecuencia de los mejores resultados producto de la consolidación operativa ocurrida en el año junto con el beneficio producido por la devaluación del tipo de cambio, todo lo cual fue parcialmente compensado por incrementos en: i) gastos de administración, como consecuencia del aumento generalizado de precios y su impacto, principalmente, en el costo de los recursos humanos; ii) gastos de comercialización, por el incremento en previsiones de incobrabilidad; y iii) gastos financieros netos como resultado, principalmente, de un aumento nominal en Pesos de los intereses pagados sobre los pasivos financieros denominados mayormente en Dólares y un mayor impacto contable negativo por diferencias de cambio como resultado del efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre los activos y pasivos monetarios denominados en Pesos.

La utilidad bruta del período fue de $ 580,3 millones, un 69% superior a la utilidad bruta del período anterior por un total de $ 237,1 millones. El margen bruto (utilidad bruta dividida por ventas netas) fue del 45% y 37% en los períodos finalizados al 31 de Diciembre de 2014 y 2013, respectivamente. Este aumento fue el resultado, principalmente y según se explica en mayor detalle más adelante en la sección de "Análisis de la contribución marginal por segmento", del incremento de los ingresos, como consecuencia de la mayor disponibilidad comercial de los activos y del efecto cambiario sobre las tarifas denominadas en Dólares, y de la reducción de los costos operativos, como resultado, entre otros, de menores gastos en alquiler de los equipos de generación adquiridos en el transcurso del año 2013.

Ingresos por Ventas


Concepto	Al 31/12/2014	Al 31/12/2013	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	896.143	664.486	35%
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	311.725	209.414	49%
Ingresos por comercialización y transporte de gas	65.513	48.724	34%
Otros ingresos diversos	25.648	-	-
Total ingresos por ventas	1.299.029	922.624	41%

Las ventas netas al 31 de diciembre de 2014 fueron de $ 1.299 millones, lo que representa un incremento del 41% en comparación con los $ 922,6 millones al 31 de diciembre de 2013. Este incremento se debe principalmente a: i) los beneficios resultantes de una mayor disponibilidad comercial de los activos de generación; ii) mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares; y iii) los ingresos obtenidos en concepto de indemnización por lucro cesante relativos al Siniestro Matheu (según se lo describe en el siguiente párrafo).

Con fecha 29 de mayo de 2013 se produjo un siniestro en la TG02 de Matheu provocando la indisponibilidad de la misma (el "Siniestro Matheu"). Frente a ello Genneia evaluó distintas alternativas. Se estimó el costo de la reparación en los talleres de GE y el plazo que la misma insumiría, durante el cual la unidad estaría indisponible. Evaluados estos aspectos, Genneia decidió, a través de un gran esfuerzo financiero, la adquisición de una turbina nueva para reemplazar la dañada, lo que junto a la pronta diligencia sobre el asunto, implico una indisponibilidad de solo 76 días de la TG02. Además la Sociedad emprendió la reparación de la TG02 siniestrada, para ser utilizada como máquina de back up, la cual regresó al país y se encuentra totalmente disponible desde el mes de septiembre de 2013.

En relación al Siniestro Matheu, en el mes de septiembre de 2014 Genneia percibió de las compañías de seguro la indemnización del siniestro por un total de $ 27 millones: i) $ 24,9 en concepto de lucro cesante por la potencia puesta a disposición, expuestos en la línea de ingresos por ventas netas como otros ingresos diversos y, ii) $ 2,1 por daño material, expuestos como otros ingresos netos.

Por otro lado, el 30 de mayo de 2014 la TG07 de Pinamar sufrió un siniestro, provocando la salida intempestiva de funcionamiento de la misma. El 23 de junio de 2014 se envió el equipo a los talleres de Solar en Estados Unidos para proceder a la reparación de la misma. El 3 de septiembre de 2014, luego de 3 meses de inactividad, la TG fue puesta en operación. El costo total de la reparación fue de $ 7,1 millones, de los cuales las aseguradoras reconocieron $ 0,9 millones como daño material. El costo de la reparación se expuso dentro del costo de ventas y, en consecuencia, el ingreso por la indemnización mencionada se descontó del mismo. Asimismo, las aseguradoras indemnizaron a Genneia por la suma de $ 0,7 millones en concepto de lucro cesante, monto que fue expuesto en la línea de ingresos por ventas netas como otros ingresos diversos.

Costo de Ventas


Concepto	Al 31/12/2014	Al 31/12/2013	Variación %
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(236.568)	(190.505)	24%
Compras para comercialización y transporte de gas	(17.043)	(13.414)	27%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(361.839)	(292.787)	24%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(99.217)	(78.557)	26%
Costos operativos comercialización y transporte de gas	(4.026)	(4.076)	-1%
Total costo de ventas	(718.693)	(579.339)	24%

El costo de ventas en 2014 fue de $ 718,7 millones, en comparación con los $ 579,3 millones en 2013, lo cual representa un incremento del 24%. El incremento de costos refleja, principalmente, el impacto de la variación del tipo de cambio sobre los costos denominados en Dólares. Asimismo, este incremento fue parcialmente compensado por el ahorro obtenido en los costos de alquiler de equipos de generación en centrales termoeléctricas que fueron adquiridos por Genneia durante el transcurso del ejercicio 2013.

Análisis de la contribución marginal por segmento

Generación de Energía Eléctrica de Fuentes Convencionales

Descripción del segmento

El segmento de negocios de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales inició sus operaciones en el ejercicio 2008. Al cierre del período finalizado al 31 de diciembre de 2014 este segmento comprendía la operación de centrales térmicas con una potencia instalada total de 280 MW, con la siguiente distribución:


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

La Sociedad celebró el 18 de abril del 2012 con la Secretaría de Energía de la Nación un Acuerdo Marco para la renovación de los contratos de Energía Distribuida I y Energía Distribuida II. La Secretaría instruyó a CAMMESA a suscribir contratos de Abastecimiento MEM con Genneia por cada una de las centrales en el marco de la Resolución S.E. N° 220/2007. Entre otras condiciones, el acuerdo establece que el período de vigencia de cada contrato se extenderá por 7 años, contados a partir de la culminación del plazo de tres años de cada uno de los contratos originarios; a su vez se fija un nuevo precio para la potencia puesta a disposición de USD 21.275 MW/mes en comparación con los USD 37.206 MW/mes promedio que correspondían originalmente para los contratos celebrados bajo la Resolución S.E. N° 1.836/2007.

Es importante destacar que la firma del acuerdo arriba mencionado fue fundamental para brindar una mayor previsibilidad a los negocios de la Sociedad. Las menores tarifas negociadas fueron ampliamente compensadas por la extensión del plazo ahora contratado con CAMMESA, lo cual permitió proyectar los ingresos de la Compañía a largo plazo y de esa forma consolidar el segmento de generación de energía de fuentes convencionales. En ese contexto, en el transcurso del 2013 Genneia se embarcó en un ambicioso plan de adquisición de todos los activos de generación previamente utilizados bajo contratos de alquiler. Con una inversión total de aproximadamente US$90 millones, la Sociedad logró reducir significativamente el costo de operación de sus centrales térmicas y así consolidar un resultado operativo sostenible en el tiempo. A la fecha de los estados contables al 31 de diciembre de 2014, todos los activos de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales utilizados por la Sociedad son de su titularidad.

Adicionalmente, cabe mencionar en este segmento que con fecha 29 de agosto de 2014 quedó formalizada la finalización de la relación contractual con las firmas ProEnergy Services LLC y ProEnergy Services de Argentina S.R.L. por la operación y mantenimiento de la central térmica de Paraná. A partir del 1 de septiembre de 2014 dicha planta comenzó a ser operada directamente por Genneia. Como parte de este proceso de take-over, Genneia asumió a 13 empleados de Pro Energy que estaban afectados a dicha planta, los cuales a partir de dicha fecha pasaron a formar parte del staff de la Sociedad.

Cabe resaltar que con el objetivo principal de mejorar la disponibilidad de la unidad de negocio de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales, la Sociedad decidió implementar en el segundo semestre de 2013 y primer semestre de 2014 la iniciativa GEO (Genneia Excelencia Operacional), consistente en un plan estratégico con tres ejes de trabajo principales: i) comprender y anticipar las fallas de los equipos clave de generación de manera de aumentar la confiabilidad de la operación; ii) reducir los tiempos operativos de mantenimiento, efectuando un estudio estratégico de repuestos críticos y la incorporación de nuevos proveedores de materiales y servicios; y iii) implementar un programa de mejora continua. Estructurado como un proyecto transversal, GEO se apoyó sobre una organización matricial liderado por un líder de proyecto y con representantes de cada área funcional. El monto de inversiones atribuido en el presupuesto 2014 puntualmente para este proyecto ascendió a USD 15,6 millones y previó varios mantenimientos mayores con cambios de turbinas o componentes mayores según condición técnica. Luego de estructurar el equipo de trabajo, relevar los activos tecnológicos y establecer prioridades, el proyecto fue implementado cumpliendo con su principal objetivo de elevar la disponibilidad promedio de las centrales térmicas y así lograr un incremento en la contribución marginal sostenible en el tiempo; alcanzando en 2014 una disponibilidad comercial del 96,9% comparada con el 88,2% en 2013.

Análisis de la evolución del período

Durante el período finalizado el 31 de Diciembre de 2014 el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales arrojó una contribución marginal de $ 297,7 millones, representando el 51% de la utilidad bruta total de la Sociedad. La contribución marginal del segmento resultó $ 116,5 millones superior a la de 2013, equivalente a un 64% de aumento. El aumento en el resultado del período se debió principalmente a la adquisición de los activos de generación de la CT Olavarría, CT Concepción del Uruguay, CT Pinamar y CT Las Armas II que generaron una fuerte reducción en los costos de alquileres de maquinarias y equipos y permitió compensar la reducción de ingresos por las menores tarifas vigentes para los nuevos contratos de suministro.


Concepto	Al 31/12/2014	Al 31/12/2013	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	896.143	664.486	35%
Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(236.568)	(190.505)	24%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(361.839)	(292.787)	24%
Contribución Marginal	297.736	181.194	64%

Las ventas del segmento se incrementaron en 2014 un 35% respecto del 2013 y representaron un 69% del total de ventas de la Sociedad.

Las ventas por potencia puesta a disposición fueron de $ 597,7 millones para 2014, resultando en una variación positiva interanual de 51%, derivada principalmente de: i) una mayor disponibilidad comercial, incluyendo el funcionamiento a pleno de la CT Bragado que había sufrido la indisponibilidad de una de sus máquinas durante la primera mitad de 2013; ii) menores penalizaciones como resultado de una menor tasa de frecuencia y gravedad de siniestros y un menor derrateo de los equipos como resultado de la instalación de plantas de agua desmineralizada; y iii) el impacto en la facturación en Pesos de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas de los contratos de suministro de energía.

Las ventas por generación de energía del segmento, que incluyen Reserva de Corto Plazo (RCP), sumaron $ 298,4 millones en 2014, representando un incremento del 11% en relación a 2013. Este efecto se debe principalmente al impacto de la devaluación cambiaria sobre las tarifas dolarizadas que compensa la reducción de ingresos por las menores tarifas vigentes para los nuevos contratos de suministro, afectando primordialmente a la CT Las Armas II. El volúmen total de energía generada por el segmento ascendió en 2014 a 711,6 GWh, representando un 3% de aumento respecto al año anterior, compuesto por un incremento del 11% en el volúmen despachado a gas natural (688,2 GWh) y una caída del 66% en el volúmen de energía despachado utilizando combustibles líquidos (23,4 GWh)..

Las ventas por RCP generaron ingresos durante el período 2014 por $ 11,1 millones. La RCP es un servicio brindado por los generadores que consiste en ofertar una cantidad de potencia en reserva para un determinado plazo que, de ser aceptada por el Operador del Mercado (CAMMESA), será considerada como parte de la reserva operativa del sistema ante contingencias no programadas en la operación del MEM. Los generadores ofertan y son adjudicados. Como contraprestación del servicio, existe una remuneración por cada MW adjudicado y puesto a disposición. GENNEIA participa en la RCP de 20 minutos desde el ejercicio 2013, ofertando el 80% de su potencia contratada en ciertas centrales térmicas.

Los costos de compra de combustible y transporte ascendieron a $ 236,6 millones, representando un incremento del 24% respecto de los $ 190,6 millones correspondientes al período 2013. Esta variación se encuentra en línea con el impacto de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas, luego de tener en consideración los mayores volúmenes consumidos de gas natural y el menor volúmen adquirido de combustible líquido, de acuerdo con los parámetros de despacho experimentados durante el año.

Los costos operativos del período 2014 fueron de $ 361,8 millones, resultando en un aumento interanual del 24%, debido principalmente al aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y, en menor medida, a: i) la reparación de la TG07 de la CT Pinamar; ii) mayor costo de los seguros de todo riesgo operativo en base a aumentos de primas, mayor alcance de cobertura y efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares; y iii) mayores costos por sueldos y cargas sociales como resultado del ajuste generalizado de precios. Este aumento de costos se vio compensado principalmente por los ahorros registrados en alquiler de equipos por la compra de dichos activos durante el ejercicio 2013.

Al 31 de Diciembre de 2014 los activos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 1.533,7 millones.

Generación de Energía con Fuentes Renovables

Descripción del segmento

Al 31 de diciembre de 2014 el segmento de generación de energía eléctrica con fuentes renovables comprende las actividades desarrolladas por la Sociedad en el Parque Eólico Rawson de 77,4 MW de potencia instalada de su propiedad ubicado en cercanías de la ciudad de Rawson en la Provincia de Chubut. El parque fue inaugurado en enero de 2012 convirtiéndose en el parque eólico de mayor tamaño de Argentina y está conformado por 43 Aerogeneradores marca Vestas de 1,8 MW de potencia cada uno.

Desde su entrada en operación comercial en enero de 2012, el PER ha operado sin interrupciones logrando generar un volumen acumulado de energía superior a los 865 GWh. Este volumen de energía generada representa un factor de capacidad neto de 44%, reflejando las ventajas del recurso eólico disponible en nuestro país. Esta energía generada en el PER también posibilitó la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero estimadas en más de 590.000 toneladas de CO2. Adicionalmente, la producción del PER permitió reemplazar energías más costosas y posibilitar para el país un ahorro de divisas estimado en más de USD 216 millones por sustitución de importación de combustibles.

Análisis de la evolución del período

Durante el periodo finalizado al 31 de diciembre de 2014, el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables arrojó una contribución marginal de $ 212,5 millones, representando el 37% de la utilidad bruta total de la Sociedad.


Concepto	Al 31/12/2014	Al 31/12/2013	Variación %
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	311.725	209.414	49%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(99.217)	(78.557)	26%
Contribución Marginal	212.508	130.857	62%

Los ingresos por generación se incrementaron un 49%, pasando de $ 209,4 millones en 2013 a $ 311,7 millones en 2014, como consecuencia de mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares. El volúmen de energía despachada alcanzó en 2014 293,9 GWh, en comparación con los 289,5 GWh generados en 2013, principalmente como resultado de una mayor disponibilidad de equipos (97,8% en 2014 vs. 96,8% en 2013).

El incremento de los costos operativos se debe principalmente a: i) el impacto de la variación del tipo de cambio sobre los costos denominados en Dólares; ii) aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y iii) mayores costos por sueldos y cargas sociales como consecuencia de los ajustes resultantes del escenario inflacionario . Por otro lado, estos aumentos se vieron compensados parcialmente por una reducción en los costos operativos como consecuencia del cambio en la modalidad del contrato con Vestas, siendo Genneia el propietario de su stock de repuestos y consumibles a partir de 2014.

Al 31 de diciembre de 2014 los activos relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 1.098,9 millones.

Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte de Gas Natural

Durante el ejercicio 2013, al igual que en años anteriores, las actividades de comercialización de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural fueron llevadas adelante por la compañía subsidiaria ENERSUD ENERGY S.A. debido a que el desarrollo de la actividad de sub-distribución de gas natural por parte de la Sociedad era incompatible desde un punto de vista regulatorio con el desarrollo de dichas actividades de comercialización. Sin embargo, la formalización de la venta y traspaso de la unidad de negocios de sub-distribución de gas natural a comienzos de 2013 eliminó la mencionada restricción regulatoria por lo cual, a partir de enero 2014 una parte importante de estas actividades son desarrolladas directamente por Genneia.

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

La contribución marginal del segmento representó en el periodo 2014 un 8% del total de la utilidad bruta consolidada de la Sociedad, ubicándose en $ 44,4 millones, en comparación con los $ 31,2 millones registrados durante el periodo 2013, mostrando un aumento del 42%. El incremento se debe principalmente a los mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares y mejores márgenes obtenidos en la comercialización de gas natural y transporte.


Concepto	Al 31/12/2014	Al 31/12/2013	Variación %
Ingresos por comercialización y transporte de gas natural	65.513	48.724	34%
Compras para comercialización de gas natural y transporte	(17.043)	(13.414)	27%
Costos operativos de comercialización y transporte de gas	(4.026)	(4.076)	-1%
Contribución Marginal	44.444	31.234	42%

Otros - Unidades de Negocios Discontinuadas

Siguiendo lo dispuesto por el Directorio, la Sociedad concentró sus actividades en la generación de energía eléctrica y en la comercialización de gas natural (capacidad de transporte y venta del fluido). Para ello, se avanzó en la desafectación de las unidades de negocios de Distribución y Operación de Gasoductos, transfiriendo las mismas a Proagas S.A. y Camuzzi Gas del Sur, respectivamente, y cesando definitivamente las actividades de construcción de redes de distribución y ductos en 2013.

Gastos de Administración

Los gastos administrativos se incrementaron un 31%, pasando de $ 81 millones en el período finalizado el 31 de Diciembre de 2013 a $ 106,5 millones al 31 de diciembre de 2014, como consecuencia, principalmente, de incrementos salariales relacionados con los ajustes resultantes del escenario inflacionario reinante en el país, aumento en capacitación para los empleados, honorarios por selección de personal y el impacto de la variación del tipo de cambio sobre gastos cuyas tarifas están dolarizadas.

Gastos de Comercialización

Durante el periodo finalizado el 31 de diciembre de 2014 los gastos de comercialización se incrementaron un 201%, pasando de $ 8,7 millones en el período finalizado el 31 de Diciembre de 2013 a $ 26,3 millones, como consecuencia, principalmente del reconocimiento de una previsión por incobrabilidad de saldos de larga data con la Dirección General de Servicios Públicos de la Provincia de Chubut (D.G.S.P.) y, en menor medida, de mayores costos por sueldos y cargas sociales.

Resultados Financieros

Los resultados financieros netos correspondientes al periodo finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron negativos en $ 374,2 millones, respecto de los $ 326,4 millones negativos en el período anterior, lo que representa un aumento del 15% según la siguiente apertura:


Concepto	31/12/2014	31/12/2013	Variación %
Ingresos financieros
Intereses y otros	39.422	16.029	146%
Diferencia de cambio	159.199	148.592	7%
Subtotal	198.621	164.621	21%

Costos financieros
Intereses	(288.315)	(217.905)	32%
Diferencia de cambio	(256.595)	(235.095)	9%
Gastos de emisión y withholdings	(17.068)	(19.774)	-14%
Diversos	(22.479)	(18.252)	23%
Subtotal	(584.457)	(491.026)	19%

Ingresos financieros netos por reclamos - Provincia de Chubut	11.667	-	-

Resultados financieros netos	(374.169)	(326.405)	15%

Los intereses devengados sobre los pasivos financieros aumentaron en $ 70,4 millones como resultado del impacto de la evolución cambiaria sobre los costos financieros de los préstamos y obligaciones negociables denominados en Dólares. En contraposición, estos intereses expresados en Dólares se redujeron a US$ 39,8 millones para el ejercicio 2014, en comparación con los US$45,9 millones de 2013, como resultado del proceso de desapalancamiento que viene ejecutando la Sociedad producto de la capacidad de generación de flujos estables de fondos de sus operaciones luego de haber logrado la consolidación de las mismas.

Con relación a la evolución de la diferencia de cambio, el impacto negativo neto en 2014 fue de $ 97,4 millones, o un incremento de $ 10,9 millones respecto del 2013. Esta variación fue la resultante del efecto producido por la aceleración del ritmo de devaluación del Peso frente al Dólar sobre el saldo neto de activos monetarios en Pesos registrado por la Sociedad. Al respecto, cabe aclarar que los saldos a cobrar por venta de energía a CAMMESA y ENARSA son liquidados en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta a pesar que los contratos de suministro firmados con dichas entidades presentan tarifas dolarizadas y que en los mismos existen mecanismos previstos por los cuales la Sociedad mantiene el derecho de percibir un ajuste por la diferencia de cambio producida por la evolución del tipo de cambio utilizado para la facturación hasta el momento de la efectiva cobranza.

Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias en 2014 asciende a una pérdida de $ 56,1 millones en comparación con la pérdida de $ 41,3 millones en 2013. La variación corresponde principalmente a la pérdida registrada por el cálculo por pasivo diferido sobre los bienes de uso por aplicación de la NIC 12 de las NIIF y el efecto de la devaluación sobre el quebranto fiscal activado, efectos que fueron parcialmente compensados por la ganancia registrada por la activación del quebranto fiscal del ejercicio, determinado por el resultado impositivo calculado bajo normas contables vigentes en Argentina utilizadas con fines impositivos por $ 106 millones.

Liquidez

La variación de fondos netos del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 resultó en una generación de fondos de $ 61,8 millones en comparación con la generación de fondos por $ 124,1 millones de 2013. Las principales variaciones que explican esta evolución se componen de un menor origen de fondos provenientes de préstamos financieros y obligaciones negociables (desendeudamiento de $ 160,3 millones en comparación con un incremento en los pasivos financieros por $ 331,6 millones en 2013) que en ambos ejercicios se aplicaron a la financiación de las actividades de inversión.

El efecto de la menor financiación se ve más que compensado por el incremento en los fondos netos generados por las operaciones que en 2014 alcanzaron los $ 453,7 millones, en comparación con los $ 240,6 millones generados en mismo período del 2013. La variación positiva se debió principalmente a: i) una mayor utilidad bruta según se explica en la sección "Análisis de la contribución marginal por segmento".

El efectivo neto aplicado en las actividades de inversión en 2014 fue de $ 231,7 millones, en comparación con los $ 448,1 millones aplicados en 2013. La erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso corresponde en 2014 principalmente a la reparación de 1 turbina GE TM 2500 para la CT Paraná, al mantenimiento mayor de dicha CT y a la cancelación total del Leasing Financiero contraído con Sullair Argentina S.A. en el 2013 que fuera implementado para la adquisición de los activos de generación de la CT Pinamar. En 2013, las variaciones corresponden principalmente a la adquisición de 4 turbinas GE TM 2500 utilizadas en las CT de Olavarría y Concepción del Uruguay, al pago de los cánones por el Leasing mencionado anteriormente para la adquisición de la CT Pinamar y el pago de los anticipos para la compra de la CT de Las Armas II.

Los fondos netos aplicados a las actividades de financiación en el periodo 2014 totalizan $ 160,3 millones, en comparación con los $ 331,6 millones generados en el periodo 2013. Esta evolución se debe a que durante el periodo 2014 se realizaron pagos correspondientes a cuotas capital de las Obligaciones Negociables Clase II, Clase III y Clase XII, a la recompra de la ON XII por un valor de $ 60,5 millones y el pago de diversas deudas financieras bancarias. Asimismo se efectivizó la colocación de la Obligación Negociable Clase XIV por un total de USD 25 millones. Con respecto a la actividad de financiación del periodo 2013, la misma, estuvo concentrada principalmente en la emisión de las Obligaciones Negociables Clase XI por valor de USD 35 millones, Clase XII por valor de USD 15 millones, Clase XIII por un valor de USD 25 millones y el desembolso de un préstamo sindicado por $ 204,5 millones otorgado por Banco Itaú Argentina S.A., Banco Macro S.A., Banco de la Nación Argentina y Standard Bank Argentina S.A. (ahora ICBC). Por otra parte se repagó el capital de la ON Clase VIII por valor de $ 90 millones.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2014 es de $ 2.296,4 millones incluyendo las obligaciones negociables públicas y privadas, deuda bancaria y operaciones de leasing. De este total $ 451,1 millones corresponden a la ON Privada Clase V la cual tiene cláusula de subordinación respecto de las Obligaciones Negociables Clase II y Clase III y, además, son convertibles en acciones preferidas a su vencimiento a opción de los tenedores en caso de incumplimientos de pago por parte de la Sociedad. Por otro lado, del total de la deuda al 31 de Diciembre de 2014, $ 1.092,7 millones corresponden al corto plazo y $ 1.203,7 millones al largo plazo. Aproximadamente el 92% de la deuda financiera al 31 de Diciembre de 2014 ha sido emitida en Dólares, en su sustancial mayoría con cláusulas de pago en pesos al tipo de cambio vigente al momento del pago (es decir, Dólar-link). Esta composición de deuda en Dólares está en línea con los ingresos de la Sociedad que en su gran mayoría responden a contratos de largo plazo denominados en Dólares.

Al 31 de diciembre de 2014, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 660,4 millones.

2. Comparación entre los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación
	(expresado en miles de pesos)
Operaciones que continúan
Ingresos por ventas netas:
Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	664.486	549.715	114.771
Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	209.414	162.175	47.239
Comercialización y transporte de gas	48.724	31.910	16.814
Total ingresos por ventas	922.624	743.800	178.824

Compras de combustible y transporte de gas	(203.919)	(91.367)	(112.552)
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(292.787)	(329.266)	36.479
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(78.557)	(57.230)	(21.327)
Costos operativos de comercialización y transporte de gas	(4.076)	(5.164)	1.088
Total costo de ventas	(579.339)	(483.027)	(96.312)

Gastos de comercialización	(8.748)	(11.969)	3.221
Gastos de administración	(81.047)	(77.168)	(3.879)
Otros egresos, netos	(583)	(17.672)	17.089
Resultados financieros netos	(326.405)	(181.427)	(144.978)
Pérdida neta antes de impuesto a las ganancias	(73.498)	(27.463)	(46.035)
Impuesto a las ganancias	(41.267)	(19.770)	(21.497)
Pérdida neta por operaciones que continúan	(114.765)	(47.233)	(67.532)

Operaciones discontinuadas
Resultado por operaciones discontinuas	(4.918)	(9.226)	4.308
Pérdida neta del ejercicio	(119.683)	(56.459)	(63.224)

Otros resultados integrales
Diferencia de cambio por conversión	138.245	55.405	82.840
Total de otros resultados integrales	138.245	55.405	82.840
Resultado integral total del ejercicio	18.562	(1.054)	19.616

Pérdida neta atribuible a:
Propietarios de la controladora	(119.683)	(56.459)	(63.224)
Participaciones no controladoras	-	-	-
Total pérdida del ejercicio	(119.683)	(56.459)	(63.224)

Resultado integral total atribuible a:
Propietarios de la controladora	18.562	(1.054)	19.616
Participaciones no controladoras	-	-	-
Resultado integral total del ejercicio	18.562	(1.054)	19.616

Ingresos por Ventas


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación %
	(expresado en miles de pesos)
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	664.486	549.715	21%
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	209.414	162.175	29%
Ingresos por comercialización y transporte de gas natural	48.724	31.910	53%
Total ingresos por ventas	922.624	743.800	24%

Las ventas netas al 31 de diciembre de 2013 fueron de $ 922,6 millones, lo que representa un incremento del 24% en comparación con los $ 743,8 millones en 2012. Este incremento se debe principalmente a: i) mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares; ii) ingresos por potencia puesta a disposición en la CT Pinamar como resultado de la adquisición de los activos de generación de dicha central; y iii) cambio en la exposición de los ingresos por recupero de combustible líquido, en base a la forma de liquidación de la compra de combustible en las liquidaciones de venta efectuadas por CAMMESA bajo los nuevos contratos de suministro. Estos incrementos fueron parcialmente compensados, principalmente, por: a) el impacto de la reducción de tarifas vigentes para los nuevos contratos de suministro de energía correspondientes a las centrales térmicas de Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay y Las Armas I, que remplazaron a sus respectivos vencimientos durante el 2012 a los contratos originales a 3 años bajo el programa de Energía Distribuida para dichas centrales; y b) menores ingresos por ciertos eventos en centrales térmicas que generaron la indisponibilidad de equipos durante ciertos meses de 2013.

Costo de Ventas


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación %
	(expresado en miles de pesos)
Compras de combustible y transporte de gas	(203.919)	(91.367)	123%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(292.787)	(329.266)	-11%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables	(78.557)	(57.230)	37%
Costos operativos comercialización y transporte de gas natural	(4.076)	(5.164)	-21%
Total costo de ventas	(579.339)	(483.027)	20%

El costo de ventas en 2013 fue de $ 579,3 millones, en comparación con los $ 483 millones en 2012, lo cual representa un incremento del 20%. El incremento de costos refleja, principalmente, el impacto de la variación del tipo de cambio sobre los costos denominados en Dólares, el incremento en las amortizaciones por la adquisición de activos de generación, y los mayores costos por utilización de combustibles líquidos como consecuencia del cambio en la operatoria mencionado en el párrafo anterior. Asimismo, estos incrementos fueron parcialmente compensados por el ahorro obtenido en los costos de alquiler de equipos de generación en centrales térmicas que fueron adquiridos durante el ejercicio 2013.

La utilidad bruta del ejercicio fue de $ 343,3 millones, un 32% superior a la utilidad bruta del ejercicio anterior por un total de $ 260,8 millones. El margen bruto (utilidad bruta dividida por ventas netas) fue del 37% y 35% en 2013 y 2012, respectivamente. Este aumento fue el resultado, principalmente y según se explica en mayor detalle más adelante en la sección de "Análisis de la contribución marginal por segmento", de la reducción de los costos operativos de alquileres de los equipos de generación adquiridos durante el ejercicio que compensaron más que proporcionalmente el impacto negativo de reducción de tarifas por la extensión de los contratos de suministro de energía térmica.

El resultado neto antes de impuesto a las ganancias fue una pérdida de $ 73,5 millones, mostrando una variación interanual negativa de $ 46 millones en comparación con la pérdida de 2012 que se ubicó en $ 27,5 millones. Esta evolución negativa se explica, mayormente, por el incremento en los costos financieros netos como resultado de una mayor carga financiera por nuevos endeudamientos y un mayor impacto contable negativo por diferencias de cambio como resultado del efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre los activos y pasivos monetarios denominados en Pesos.

Los otros resultados integrales ascendieron a $138,2 millones y principalmente incluyen las diferencias de cambio relacionadas al proceso de conversión de la moneda funcional (Dólares estadounidenses) a la moneda de presentación (Pesos argentinos) de la Empresa y las relacionadas con las inversiones en empresas con monedas funcionales distintas a los dólares estadounidenses.

Análisis de la contribución marginal por segmento

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales

Descripción del segmento

El segmento de negocios de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales inició sus operaciones en el ejercicio 2008. Al cierre del ejercicio 2013 este segmento comprendía la operación de centrales térmicas con una potencia instalada total de 280 MW, con la siguiente distribución:


Central (Provincia)	Inicio operación Comercial	MW potencia instalada	Tipo de Contratación al 31-Dic-2013
Rio Mayo (Chubut)	Junio 2008	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Gobernador Costa (Chubut)	Septiembre 2009	3,5	Generación aislada - Contrato con Prov. del Chubut
Pinamar (Buenos Aires)	Febrero 2008	20	Contrato MEM con CAMMESA
Matheu (Buenos Aires)	Noviembre 2008	42	Contrato MEM con CAMMESA
Paraná (Entre Ríos)	Mayo/junio 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Olavarría (Buenos Aires)	Septiembre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Concepción del Uruguay (Entre Ríos)	Noviembre 2009	42	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas I (Buenos Aires)	Noviembre 2009	10	Contrato MEM con CAMMESA
Las Armas II (Buenos Aires)	Enero 2011	25	Contrato con ENARSA
Bragado (Buenos Aires)	Junio 2011	50	Contrato con ENARSA

La Sociedad celebró el 18 de abril del 2012 con la Secretaría de Energía un Acuerdo Marco para la renovación de los contratos de Energía Distribuida I y Energía Distribuida II. La Secretaría instruyó a CAMMESA a suscribir contratos de Abastecimiento MEM con GENNEIA por cada una de las centrales en el marco de la Resolución S.E. N° 220/2007. Entre otras condiciones, el acuerdo establece que el período de vigencia de cada contrato se extenderá por 7 años, contados a partir de la culminación del plazo de tres años de cada uno de los contratos originarios; a su vez se fija un nuevo precio para la potencia puesta a disposición de U$S 21.275 MW/mes en comparación con los U$S 37.206 MW/mes promedio que correspondían originalmente para los contratos celebrados bajo la Resolución S.E. N° 1.836/2007.

El 29 de diciembre de 2012 se firmó un contrato con General Electric por la compra de 4 equipos de generación TM 2500 que venían operando bajo contratos de alquiler en las Centrales Olavarría y Concepción del Uruguay desde el comienzo de operaciones de las mismas. Finalmente, el 21 de marzo de 2013 la Sociedad canceló el saldo de precio de los mencionados equipos y se formalizó el traspaso de titularidad de los mismos.
El 14 de febrero de 2013 se celebró un acuerdo con la empresa Sullair Argentina S.A. (“Sullair”) para la compra financiada (bajo la figura de un leasing financiero con opción de compra) de los bienes de uso que componen la Central Pinamar de 20 MW. Anteriormente esta central era operada por Sullair que proveía y operaba los equipos a cambio de facturar y percibir los ingresos por potencia puesta a disposición de dicha central.
Luego de meses de negociación, el 19 de julio de 2013 la Sociedad envío a GR Generación Energética Argentina S.A. ("GR") una propuesta para la compra del equipo de generación Pratt & Whitney de 25 MW, de su propiedad, instalado en la Central Las Armas II, cuyas cobranzas por potencia puesta a disposición se encontraban cedidas por GENNEIA a dicha sociedad para la cancelación del alquiler mensual del equipo. El 30 de septiembre de 2013 se firmó el contrato de compraventa de la turbina que dio por finalizado el arrendamiento operativo con efectos retroactivos al 31 de marzo de 2013, quedando un saldo financiado de U$S 9.000.000.

Análisis de la evolución del período

Durante el ejercicio 2013 el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales arrojó una contribución marginal de $ 179,3 millones, representando el 52% de la utilidad bruta total de la Sociedad. La contribución marginal del segmento resultó $ 42,5 millones superior a la de 2012, equivalente a un 31% de aumento. El aumento en el resultado del período se debió principalmente a la adquisición de los activos de generación de la CT Olavarría, CT Concepción del Uruguay, CT Pinamar y CT Las Armas II que generaron una fuerte reducción en los costos de alquileres de maquinarias y equipos y permitió compensar la reducción de ingresos por las menores tarifas vigentes para los nuevos contratos de suministro. Asimismo, el resultado del segmento fue positivamente impactado por un nuevo servicio ofrecido por la Sociedad en el marco de los contratos de suministro con CAMMESA por el cual recibe una remuneración adicional por el servicio de Reserva de Corto Plazo, que comenzó a prestarse a partir del ejercicio 2013.


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación %
	(en miles de pesos)
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	664.486	549.715	21%
Compras de combustible y transporte de gas para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	(190.505)	(83.672)	128%
Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales	(292.787)	(329.266)	-11%
Contribución Marginal	181.194	136.777	33%

Las ventas del segmento se incrementaron en 2013 un 21% respecto del 2012 y representaron un 72% del total de ventas de la Sociedad.

Las ventas por potencia puesta a disposición fueron de $ 386,6 millones para 2013, resultando en una variación negativa interanual de 1%, derivada de la reducción de tarifas vigentes para los nuevos contratos de suministro MEM instrumentados como resultado del Acuerdo Marco, la cual se vio compensada, principalmente por el impacto en la facturación en Pesos de la variación del tipo de cambio sobre las tarifas dolarizadas de los contratos de suministro de energía, y los ingresos por potencia correspondientes al contrato de suministro de la CT Pinamar que estaban cedidos en contraprestación por la utilización de los equipos de generación de dicha central previo a su adquisición por GENNEIA.
Las ventas por generación de energía del segmento sumaron $ 268,6 millones en 2013, representando un incremento del 70% en relación a 2012. Este efecto se debe principalmente al impacto de la devaluación cambiaria sobre las tarifas dolarizadas, un mayor volumen de energía efectivamente despachada, que pasó de los 669 GW-hora generados en 2012 a 702 GW-hora en 2013, y a las mayores ventas por $ 70,5 millones como resultado de la forma de registración de los ingresos y costos del combustible líquido utilizado para la generación de energía según los nuevos contratos bajo Resolución 220 firmados directamente con CAMMESA, en virtud de los cuales, a partir de diciembre de 2012, se reconoce dentro del precio de venta por energía despachada con combustibles líquidos el costo del combustible correspondiente y, consecuentemente, incrementa a su vez el costo de ventas por dicho combustible (anteriormente estos conceptos no eran exteriorizados según los contratos firmados con ENARSA y por tanto no se registraban los correspondientes ingresos y costos en los estados contables de la Sociedad). Contrarrestando estos efectos positivos, las ventas por despacho de energía se vieron negativamente afectadas por las menores tarifas aplicables a las centrales con contratos renovados según el Acuerdo Marco.
Las ventas por Reserva de Corto Plazo (RCP) generaron ingresos durante el 2013 por $ 9,3 millones. La RCP es un servicio brindado por los generadores que consiste en ofertar una cantidad de potencia en reserva para un determinado plazo que, de ser aceptada por el Operador del Mercado (CAMMESA), será considerada como parte de la reserva operativa del sistema ante contingencias no programadas en la operación del MEM. Los generadores ofertan y son adjudicados. Como contraprestación del servicio, existe una remuneración por cada MW adjudicado y puesto a disposición. GENNEIA participa en la RCP de 20 minutos desde el ejercicio 2013, ofertando el 80% de su potencia contratada en ciertas centrales térmicas.

Los costos de compra de combustible y transporte ascendieron a $ 190,5 millones, representando un incremento del 128% respecto de los $ 83,7 millones correspondientes a 2012. Esta variación se debió principalmente al reconocimiento de $ 70,5 millones correspondientes al costo por combustible líquido en el ejercicio 2013 como consecuencia de la liquidación y reconocimiento de ingresos y costos de CAMMESA según los nuevos contratos bajo la Resolución 220, tal como se menciona en el párrafo anterior. Los costos de compra de combustible y transporte en 2013, sin considerar los costos por combustible líquido, hubieran sido 39% superiores a los de 2012, en línea con el incremento del volumen de energía generado a gas natural del 23% sumado al efecto de la evolución del tipo de cambio sobre los costos denominados en Dólares.

Los costos operativos de 2013 fueron de $ 292,8 millones, resultando en una disminución interanual de 11%, debido a los ahorros registrados en alquiler de equipos por la compra de los activos de generación de las centrales térmicas de Olavarría, Concepción del Uruguay y Las Armas II que se materializaron durante el ejercicio 2013. Esta reducción de costos se vio compensada principalmente por el aumento de las amortizaciones de dichos equipos y, en menor medida, por el incremento en el costo de los seguros y de los gastos en personal.

Al 31 de diciembre de 2013 los equipos de generación relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 1.270,3 millones.

Generación de Energía con Fuentes Renovables

Descripción del segmento

Al 31 de diciembre de 2013 el segmento de generación de energía eléctrica con fuentes renovables comprende las actividades desarrolladas por la Sociedad en el Parque Eólico Rawson de 77,4 MW de potencia instalada de su propiedad ubicado en cercanías de la ciudad de Rawson en la Provincia del Chubut. El parque fue inaugurado en enero de 2012 convirtiéndose en el parque eólico de mayor tamaño de Argentina y está conformado por 43 Aerogeneradores marca Vestas de 1,8 MW de potencia cada uno.

Desde su entrada en operación comercial en enero de 2012, el Parque Eólico de Rawson ha operado sin interrupciones logrando un volumen total de energía superior a los 570 GW-hora. Este volumen de energía generada representa un factor de capacidad neto de 44%, reflejando las ventajas del recurso eólico disponible en nuestro país. Esta energía generada en el PER también posibilitó la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero estimadas en más de 385.000 toneladas de CO2. Adicionalmente, la producción del PER permitió reemplazar energías más costosas y posibilitar para el país un ahorro de divisas estimado en más de U$S 140 millones por sustitución de importación de combustibles.

Durante el año 2013 la Sociedad encargó a la firma GL Garrad Hassan un estudio de medición de curva de potencia de los aerogeneradores instalados en el PER, lo que implicó una verificación técnica independiente de la relación entre potencia generada y velocidad del viento. El resultado fue sumamente satisfactorio, concluyendo que los aerogeneradores exceden con creces la curva de potencia garantizada contractualmente por el fabricante de los equipos (Vestas).

Comprometida activamente con la necesidad de diversificar la matriz energética nacional, GENNEIA lanzó en 2012 un proceso para la identificación de posibles interesados en la contratación de suministro de energía renovable de fuente eólica dirigido a industrias, comercios, empresas de servicios y otros. El objetivo de dicho proceso es el de identificar la demanda potencial que existe en el sector privado por cubrir parte de sus consumos de energía eléctrica con fuentes “limpias” de manera de poder satisfacer dicha demanda por medio de contratos directos entre privados, promoviendo aquellas modificaciones al marco regulatorio que pudieren resultar necesarias a tales efectos. Durante el ejercicio 2013 se continuó trabajando en esta dirección y además se comenzó a explorar nuevas alternativas comerciales que permitan generar un mayor desarrollo de la industria eólica en el país. Confiamos que el esperado suceso de estas operaciones contribuirá a lograr el objetivo fijado por la ley 26.190 de alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica proveniente de fuentes de energía renovable.

Análisis de la evolución del período

Durante 2013, el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables arrojó una contribución marginal de $ 130,9 millones, representando el 38% de la utilidad bruta total de la Sociedad.


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación %
	(en miles de pesos)
Ingresos por generación de energía eléctrica de fuentes renovables	209.414	162.175	29%
Costos operativos de generación energía eléctrica de fuentes renovables	(78.557)	(57.230)	37%
Contribución Marginal	130.857	104.945	25%

Los ingresos por generación se incrementaron un 29%, pasando de $ 162,2 millones en 2012 a $ 209,4 millones en 2013, como consecuencia, principalmente, de la variación en el tipo de cambio y, en menor medida, por un incremento de la energía despachada como consecuencia de la normalización de la capacidad de entrega de energía al sistema en comparación con ciertas restricciones impuestas durante los primeros meses de operación en 2012 para preservar la estabilidad de la red de conexión y transporte. Asimismo, la exitosa registración del PER ante las Naciones Unidas como fuente emisora de "bonos verdes" permitió a la Sociedad negociar la venta de certificados de reducción de emisiones de CO2 lo cual generó un ingreso adicional durante el ejercicio 2013 de $ 4,6 millones.

El incremento de los costos operativos se debe principalmente a: i) incremento de costos de operación y mantenimiento como resultado de un cambio de contratación de dichos servicios con la firma Vestas, los cuales redundan en un mayor servicio provisto por dicha empresa y una mayor garantía de disponibilidad de los aerogeneradores; ii) aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y iii) mayores costos por sueldos y cargas sociales como consecuencia de los ajustes resultantes del escenario inflacionario reinante en el país.

Al 31 de diciembre de 2013 los equipos de generación de energía relacionados con el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables registrados en el rubro bienes de uso ascendían a $ 888,3 millones.

Comercialización y Transporte de Gas Natural

Durante el ejercicio 2013, al igual que en años anteriores, las actividades de comercialización de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural fueron llevadas adelante por la compañía subsidiaria ENERSUD ENERGY S.A. debido a que el desarrollo de la actividad de sub-distribución de gas natural por parte de la Sociedad era incompatible desde un punto de vista regulatorio con el desarrollo de dichas actividades de comercialización. Sin embargo, la formalización de la venta y traspaso de la unidad de negocios de sub-distribución de gas natural a comienzos de 2013 eliminó la mencionada restricción regulatoria por lo cual se prevé que una parte substancial de estas actividades sean desarrolladas directamente por GENNEIA en los ejercicios futuros.

La contribución marginal del segmento representó en el 2013 un 9% del total de la utilidad bruta consolidada de la Sociedad, ubicándose en $ 31,2 millones, en comparación con los $ 19,1 millones registrados durante el ejercicio 2012, mostrando un aumento del 64%. El incremento se debe principalmente a los mayores volúmenes y mejores márgenes obtenidos en la comercialización de gas natural.


Concepto	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado	Variación %
Ingresos por comercialización y transporte de gas natural	48.724	31.910	53%
Compras de combustible y transporte de gas para comercialización de gas natural y transporte	(13.414)	(7.695)	43%
Costos operativos de comercialización y transporte de gas natural	(4.076)	(5.164)	-21%
Contribución Marginal	31.234	19.051	64%

Unidades de Negocios Discontinuadas

Siguiendo lo dispuesto por el Directorio, la Sociedad concentró sus actividades en la generación de energía eléctrica y en la comercialización de gas natural (transporte y venta del fluido). Para ello, se avanzó en la desafectación de las unidades de negocios de Distribución y Operación de Gasoductos, transfiriendo las mismas a Proagas y Camuzzi Gas del Sur, respectivamente, y cesando definitivamente las actividades de construcción de redes de distribución y ductos.

En lo que respecta a la actividad de sub-distribución de gas natural, se suscribió con fecha 21 de mayo de 2012, un acuerdo preliminar con Proagas S.A. para la venta y transferencia de los activos, personal y licencias de subdistribución de gas natural en las localidades de Pinamar, Dolores, Ostende, Cariló, Santa Clara y Valeria del Mar. Proagas es una sociedad anónima especialmente constituida por ex-integrantes del management de la unidad de negocios de sub-distribución de gas natural con el objeto de asumir y continuar con la prestación de los servicios. La transferencia efectiva de la unidad de negocios dependía de ciertas aprobaciones por parte del ENARGAS que, con fecha 27 de noviembre de 2012, autorizó a Proagas como subdistribuidor de gas y aprobó llevar adelante la transferencia a dicha empresa de los bienes afectados al servicio, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones. El 18 de marzo de 2013, luego que Proagas terminara de acreditar el cumplimiento de las condiciones precedentes impuestas por el ENARGAS para poder hacer efectiva la transferencia, se firmó el acuerdo definitivo y acta de cierre por la transferencia de la unidad de negocios de sub-distribución de gas natural, concluyendo con este proceso.

En lo que respecta a la actividad de transporte de gas natural, con fecha 23 de marzo de 2012 el ENARGAS emitió la Resolución I/2090 por medio de la cual resolvió otorgar la prestación provisoria del servicio público de transporte de gas del Gasoducto Patagónico a Camuzzi Gas del Sur. La resolución reconoce a GENNEIA un pago por recupero de su inversión a ser solventado por el nuevo operador, mediante pagos mensuales hasta el agotamiento de la vida útil del Gasoducto. En cumplimiento de lo dispuesto por la Resolución, el 1 de mayo de 2012, la distribuidora Camuzzi Gas del Sur asumió en forma provisoria la operación del gasoducto. El canon de recupero de inversión que GENNEIA recibe desde el 1 de mayo 2012 es de $ 0,774296 /m3/día. Este valor será aplicado en forma mensual por el total de los 748.000 m3 de capacidad de transporte contratada originalmente por Camuzzi.

El 22 de octubre de 2012, el ENARGAS dictó la Resolución N° I/2374, en la cual resolvió que el ducto deberá ser considerado en forma definitiva como una extensión del sistema del Gasoducto Cordillerano, y que Camuzzi deberá continuar prestando el servicio público a su cargo con el Gasoducto Patagónico, incluyendo las actividades de operación y mantenimiento de la cañería troncal, los ramales de derivación y la totalidad de las instalaciones de superficie asociadas. También en virtud de dicha Resolución se dispuso que las obras oportunamente ejecutadas por la Sociedad por un tramo de aproximadamente 70 km sean transferidas en propiedad a Camuzzi a los efectos de su incorporación al inventario de Activos Esenciales de la misma. En lo demás, la Resolución N° I/2374 ratifica lo establecido en forma provisoria por la Resolución I/2090 arriba mencionado, incluyendo lo relativo al recupero por la Sociedad del monto de su inversión.

Finalmente, continuando con la política iniciada en el 2011 por medio de la venta de los bienes de uso utilizados en el desarrollo del segmento de negocios de construcción de ductos y redes, y no quedando compromisos pendientes de la Sociedad vinculados a dicha actividad, el 20 de diciembre de 2013 el Directorio de la Sociedad resolvió discontinuar en forma definitiva e inmediata dicha unidad de negocios.

Gastos de Administración

Como parte fundamental del programa de reorganización y profesionalización de la Sociedad iniciado en el 2012, durante el ejercicio 2013 se continuó con el proceso de optimización de gastos relativos a la administración central de la Sociedad. Este proceso, que incluyó importantes reducciones en costos de viáticos del personal, mantenimientos de oficinas y honorarios de directores y síndicos, entre otros, hizo posible que los costos totales de administración aumentaran tan solo 5% en comparación con el año anterior, totalizando $ 81 millones, a pesar del impacto significativo del aumento generalizado del nivel de precios en Pesos reinante en el país que tuvo fuerte incidencia, particularmente, en la evolución de los salarios pagados a nuestros empleados y demás costos en Pesos. Asimismo, ciertas medidas implementadas durante el ejercicio 2012 generaron cargos extraordinarios en dicho período relacionados con salidas de personal clave y reformas edilicias que no se repitieron en el presente ejercicio.

Por otra parte, con el objetivo principal de mejorar la disponibilidad de la unidad de negocio de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales, la Sociedad decidió implementar en el segundo semestre de 2013 la iniciativa GEO (Genneia Excelencia Operacional). Se trata de un plan estratégico con tres ejes de trabajo principales: i) comprender y anticipar las fallas de los equipos clave de generación de manera de aumentar la confiabilidad de la operación; ii) reducir los tiempos operativos de mantenimiento, efectuando un estudio estratégico de repuestos críticos y la incorporación de nuevos proveedores de materiales y servicios; y iii) implementar un programa de mejora continua. Estructurado como un proyecto transversal, GEO se apoya sobre una organización matricial liderado por un líder de proyecto y con representantes de cada área funcional. Actualmente, luego de estructurar el equipo de trabajo, auditar los activos tecnológicos y establecer prioridades, el proyecto se encuentra en su fase de implementación. El monto de inversiones atribuido en el presupuesto 2014 asciende a U$S 13,3 millones y prevé varios mantenimientos mayores con cambios de turbinas o componentes mayores según condición técnica. El resultado esperado es elevar la disponibilidad promedio de las centrales térmicas y así lograr un incremento en la contribución marginal sostenible en el tiempo.

Gastos de Comercialización

Durante el ejercicio 2013 los gastos de comercialización alcanzaron $ 8,7 millones, 27% inferiores con respecto a los $ 12 millones en igual período del ejercicio 2012, disminución principalmente asociada a una disminución en los impuestos tasas y contribuciones.

Resultados Financieros

Los resultados financieros netos correspondientes al año 2013 fueron negativos en $ 326,4 millones, respecto de los $ 181,4 millones negativos en el año anterior, lo que representa un aumento del 80% según la siguiente apertura:


	Al 31/12/2013 Consolidado	Al 31/12/2012 Consolidado
Ingresos financieros
Intereses y otros	16.029	25.612
Diferencia de cambio	148.592	44.634
Subtotal	164.621	70.246

Costos financieros
Intereses	(217.905)	(151.605)
Diferencia de cambio	(235.095)	(73.485)
Gastos de emisión y withholdings	(19.774)	(21.114)
Diversos	(18.252)	(5.469)
Subtotal	(491.026)	(251.673)
Total	(326.405)	(181.427)

Los intereses devengados sobre los pasivos financieros aumentaron en $ 66,3 millones como resultado de los nuevos endeudamientos netos contraídos por la Sociedad para financiar la adquisición de los activos de generación previamente mencionados. Con relación a la evolución de la diferencia de cambio, el impacto negativo neto en 2013 fue de $ 86,5 millones, representando un incremento de $ 57,7 millones respecto del 2012. Esta variación fue la resultante del efecto producido por la aceleración del ritmo de devaluación del Peso frente al Dólar sobre el saldo neto de activos monetarios en Pesos registrado por la Sociedad. Al respecto, cabe aclarar que los saldos a cobrar por venta de energía a CAMMESA y ENARSA son expresados en Pesos de acuerdo a la moneda en que se emiten los documentos de facturación a pesar que existen mecanismos previstos en los contratos de suministro firmados con dichas entidades por los cuales la Sociedad mantiene el derecho de percibir un ajuste por la diferencia de cambio producida por la evolución del tipo de cambio utilizado para la facturación hasta el momento de la efectiva cobranza.

Impuesto a las Ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias en 2013 asciende a una pérdida de $ 41,3 millones en comparación con una pérdida de $ 19,8 millones en 2012. La variación corresponde principalmente a la baja por irrecuperabilidad del activo diferido por el quebranto fiscal activado con vencimiento en 2014 por un importe de $30,8.

Otros resultados integrales

Los otros resultados integrales ascendieron a $138,2 millones y principalmente incluyen las diferencias de cambio relacionadas al proceso de conversión de la moneda funcional (Dólares estadounidenses) a la moneda de presentación (Pesos argentinos) de la Empresa y las relacionadas con inversiones en empresas con monedas funcionales distintas a los dólares estadounidenses.

Liquidez

La generación de fondos netos del ejercicio 2013 resultó en una acumulación de $ 124,1 millones en comparación con la aplicación de fondos por $ 8 millones de 2012. La principal variación que explica esta evolución corresponde a la emisión de la ON XIII en diciembre de 2013 principalmente a ser aplicadas a la prefinanciación de las inversiones previstas para el ejercicio 2014.

Los fondos netos generados por las operaciones en 2013 alcanzaron los $ 240,6 millones, en comparación con los $ 173,4 millones generados en 2012. La variación positiva se debió principalmente a: i) una mayor utilidad bruta según se explica en la sección "Análisis de la contribución marginal por segmento";; ii) un mayor nivel de financiación de capital de trabajo por parte de nuestros proveedores; y iii) la cobranza de ciertos saldos de créditos por ventas y otros créditos que tuvo lugar durante el período como resultado de la regularización de los contratos del segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales y el cierre de la negociación y cobro de un acuerdo con las compañías de seguro en relación con el siniestro de la CT Bragado.

El efectivo neto aplicado a las actividades de inversión en 2013 fue de $ 448,1 millones, en comparación con los $ 200,4 millones aplicados en 2012. La erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso en 2013 corresponde principalmente a la adquisición de 4 turbinas GE TM 2500 utilizadas en las CT de Olavarría y Concepción del Uruguay, al pago de los cánones por el Leasing Financiero contraído con Sullair Argentina S.A. que fuera implementado para la adquisición de los activos de generación de la CT Pinamar y el pago de los anticipos para la compra de la CT de Las Armas II.

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en 2013 totalizan $ 331,6 millones, en comparación con los $ 19 millones generados en 2012. La actividad de financiación del año 2013 estuvo concentrada principalmente en la emisión de las Obligaciones Negociables Clase XI por valor de U$S 35 millones, Clase XII por valor de U$S 15 millones y Clase XIII por valor de U$S 25 millones, y el desembolso de un préstamo sindicado por $ 204,5 millones otorgado por Banco Itaú Argentina S.A., Banco Macro S.A., Banco de la Nación Argentina y Standard Bank Argentina S.A. (ahora ICBC). Por otra parte se repagó el capital de las ON Clase VIII por valor de $ 90 millones y se pagaron a sus respectivos vencimientos las amortizaciones de capital de otras obligaciones negociables, las dos primeras cuotas del préstamo sindicado y otras deudas financieras.

El total de préstamos al 31 de diciembre de 2013 es de $ 2.012,6 millones incluyendo las obligaciones negociables públicas y privadas, deuda bancaria y operaciones de leasing. De este total $ 340,8 millones corresponden a la ON Privada Clase V la cual tiene cláusula de subordinación respecto de las demás deudas financieras de la Sociedad y, además, son convertibles en acciones a su vencimiento a opción de los tenedores en caso de incumplimientos de pago por parte de la Sociedad. Por otro lado, del total de la deuda al 31 de diciembre de 2013, $ 364 millones corresponden al corto plazo y $ 1.648,6 millones al largo plazo. Aproximadamente el 88% de la deuda financiera al 31 de diciembre 2013 ha sido emitida en Dólares, en su sustancial mayoría con cláusulas de pago en pesos al tipo de cambio vigente al momento del pago (es decir, Dólar-link). Esta composición de deuda en Dólares está en línea con los ingresos de la Sociedad que en su gran mayoría responden a contratos de largo plazo denominados en Dólares.

Al 31 de diciembre de 2013, el patrimonio neto de la Sociedad ascendía a $ 507,4 millones.

Análisis de la Gerencia de la Situación Patrimonial y Resultado de las Operaciones

El siguiente análisis está basado en nuestros Estados Contables, y debe leerse junto con nuestros Estados Contables y sus notas correspondientes, que se incluyen en otra sección del Prospecto, así como con la información detallada en la sección 3. Información Clave sobre la Sociedad. El análisis incluye manifestaciones sobre el futuro que conllevan riesgos e incertidumbres. Es necesario examinar la sección “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo” incluida en este Prospecto, con un análisis de importantes factores que podrían hacer que los resultados reales difieran sensiblemente de los descriptos en o inferidos por las manifestaciones a futuro aquí detalladas. Nuestros Estados Contables fueron confeccionados de acuerdo con las NIIF. Al adoptar la decisión de invertir, los inversores deberán basarse en su propio examen de Genneia, los términos de este Prospecto y la información contable que aquí se presenta.

Introducción

Genneia es una compañía argentina de energía que se dedica principalmente a la generación y venta de energía térmica y generada por recursos eólicos. Vende casi la totalidad de la energía que genera así como su disponibilidad de la capacidad en firme a compañías participadas por el Estado argentino, incluidas (i) CAMMESA, la entidad responsable de la administración del MEM y la entrega de electricidad al SADI, y (ii) ENARSA, una compañía creada para la exploración y venta de petróleo y gas natural, así como para la generación, transmisión y venta de electricidad. Opera y es titular de nueve centrales de generación térmica que emplean la combustión del gas natural y gas oil ubicadas en las provincias de Buenos Aires, Entre Ríos y Chubut con una capacidad instalada combinada de aproximadamente 280 MW, siete de las cuales están conectadas al SADI y trabajan principalmente como centrales que cubren picos de demanda operando las dos restantes en forma aislada, suministrando electricidad a pequeñas localidades de la Provincia del Chubut. Asimismo, a la fecha de este Prospecto, es la compañía líder en Argentina en la industria de generación eléctrica en términos de capacidad instalada de generación eólica. Operamos y somos titulares del Parque Eólico Rawson, ubicado en la Provincia del Chubut con una capacidad instalada combinada de 77,4 MW.

Sustancialmente la totalidad de sus ingresos provenientes de la generación de energía eléctrica surgen de la venta de potencia puesta a disposición de sus centrales térmicas y electricidad efectivamente entregada por sus centrales térmicas y nuestros parques eólicos bajo PPA con CAMMESA y ENARSA, respectivamente. Todos nuestros PPA de centrales de generación térmica conectadas al SADI constituyen contratos de largo plazo denominados en dólares estadounidenses y prevén tarifas por potencia puesta a disposición, que nos proporcionan flujos de efectivo estables y predecibles. Si bien nuestros PPA relacionados con las centrales eólicas no establecen pagos de potencia puesta a disposición a nuestro favor, como es práctica habitual en el sector de energía eólica, se benefician de la prioridad en el despacho otorgada por la Resolución N°61/92 de CAMMESA respecto de energía no almacenable generada a partir de recursos renovables, como la energía eólica o hidroeléctrica.

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014, nuestro negocio de generación de energía generó el 95,2%, 93,9% y 94,4% del EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación de la Sociedad, de los cuales el 62,7%, 66,4%, y el 65,8% fue generado por su unidad de negocios de generación de energía de fuentes convencionales (generación térmica), y 37,3%, 33,6% y 34,2% correspondieron a la unidad de negocios de generación de energía de fuentes renovables (generación de energía eólica), respectivamente.

Adicionalmente, tenemos una unidad de negocios de comercialización de gas natural y capacidad de transporte, y por los años finalizados el 31 de diciembre 2012, 2013, 2014, derivamos 4,8%, 6,1% y el 5,4% de nuestro EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación, respectivamente.

A la fecha del Prospecto, todos nuestros activos operativos se encuentran ubicados en la República Argentina y la totalidad de nuestros ingresos y la ganancia neta provienen de nuestras operaciones en Argentina.

Principales Factores que Afectan los Resultados de las Operaciones de la Sociedad

Los resultados de operaciones de la Sociedad se han visto y continuarán viéndose afectados por una serie de factores, entre los que se encuentran los siguientes:

Situación Económica de Argentina

Debido a que la totalidad de las operaciones, instalaciones y clientes de la Sociedad están ubicados en Argentina, ella se ve afectada por la situación económica general del país. En particular, los cambios en la inflación y las fluctuaciones en los tipos de cambio afectan nuestros costos y nuestros márgenes operativos. Dado que sustancialmente todos las ventas consolidadas de la Sociedad son generadas por pagos bajo contratos de largo plazo denominados en dólares estadounidenses, la devaluación del Peso respecto del dólar estadounidense incrementa sus ventas netas expresadas en pesos, la moneda en la que presenta sus resultados de las operaciones y confecciona sus Estados Contables. Sin embargo, una gran parte de sus costos operativos (principalmente combustible, repuestos y algunos servicios tercerizados, entre otros) también se encuentra denominado en dólares estadounidenses, lo cual compensa parcialmente los incrementos de los ingresos resultantes de la devaluación del peso respecto del dólar estadounidense. Asimismo, la inflación afecta principalmente el negocio de la Sociedad aumentando la parte de sus costos operativos denominados en pesos, incluyendo salarios, entre otros. Como resultado de ello, nuestro margen operativo presenta una tendencia en alza cuando el ritmo de la inflación es más lento que la devaluación del peso y viceversa.

En diciembre de 2001 Argentina experimentó una crisis sin precedentes que prácticamente paralizó la economía del país durante gran parte del 2002 y generó cambios radicales en las políticas de gobierno. La crisis y las políticas implementadas por el gobierno durante este período afectaron severamente al sector energético, tal como se describe a continuación. Si bien durante los años subsiguientes la economía argentina se recuperó en gran medida de la crisis y se estabilizó considerablemente el panorama comercial y político, el Gobierno Argentino comenzó a abordar las dificultades del sector energético de Argentina resultantes de la crisis y sus consecuencias recién en los últimos tiempos.

La crisis económica derivó en una crisis social y política sin precedentes, que incluyó la renuncia del presidente Fernando de la Rúa y todo su plantel en diciembre de 2001. El 6 de enero de 2002, el congreso argentino sancionó la Ley de Emergencia Pública, que introdujo grandes cambios en el modelo económico de Argentina, facultó al Gobierno Argentino a implementar, entre otras cosas, medidas monetarias, financieras y cambiarias para superar la crisis económica en el corto plazo y puso fin al Régimen de Convertibilidad, incluyendo la paridad fija entre el dólar estadounidense y el peso. Luego de la adopción de la Ley de Emergencia Pública, el peso experimentó una gran devaluación, llegando a su nivel más bajo el 25 de junio de 2002, momento en el cual se había devaluado de Ps.1,00 a Ps.3,90 por dólar estadounidense según el Banco de la Nación Argentina. La devaluación del peso tuvo serios efectos negativos sobre la economía argentina y la situación económica de los individuos y empresas, provocó una sensible caída de los salarios reales y resintió la actividad de empresas que dependían de la demanda local, tales como las empresas de servicios públicos y la industria de servicios financieros. La devaluación del peso ejerció presión sobre el sistema de precios locales y disparó altas tasas de inflación. Según el INDEC, durante 2002 el IPM de Argentina subió aproximadamente 118% y el IPC de Argentina se incrementó alrededor del 41%.

Las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino bajo la Ley de Emergencia Pública, junto con la devaluación del peso y las altas tasas de inflación, tuvieron graves efectos sobre los sectores del petróleo y gas de Argentina. Dado que las empresas ya no pudieron aumentar los precios a un ritmo semejante a los mayores costos incurridos, los aumentos en la tasa de inflación provocaron la disminución de sus ingresos en términos reales y el deterioro de su desempeño operativo y situación patrimonial. Las empresas del sector energético estaban altamente endeudadas en moneda extranjera, debido a las financiaciones incurridas para solventar los programas de mejoras e inversiones de capital. Luego de la eliminación del Régimen de Convertibilidad y la consecuente devaluación del peso, la carga de deuda de las empresas de servicios públicos aumentó considerablemente, obligando a varias de ellas a suspender los pagos de su deuda en moneda extranjera en 2002.

A partir del segundo semestre de 2002, Argentina experimentó un crecimiento económico impulsado principalmente por las exportaciones y sustitución de importaciones, ambos facilitados por el efecto a largo plazo de la devaluación del peso en enero de 2002. Si bien la devaluación tuvo importantes consecuencias negativas, también promovió la reactivación de la producción interna de Argentina, dado que la abrupta caída del valor del peso contra las monedas extranjeras hizo que los productos argentinos fueran relativamente económicos en los mercados de exportación. Al mismo tiempo, el costo de los bienes importados aumentó significativamente debido al menor valor del peso, forzando a los consumidores de Argentina a sustituir sus compras de bienes extranjeros por productos locales, impulsando así la demanda interna de productos locales.

Desde 2003 hasta 2008, la economía continuó recuperándose de la crisis económica de 2001/2002, impulsada por la demanda local y exportaciones. El gasto del sector privado fue acompañado de una combinación de medidas monetarias liberales y fiscales conservadoras. El crecimiento del gasto, sin embargo, superó consistentemente la tasa de aumento de los ingresos y el crecimiento del PBI nominal. El sector comercial se benefició de un tipo de cambio real deprimido, que fue respaldado por la intervención del Banco Central en el mercado de cambios. Las exportaciones reales mejoraron, en parte debido al crecimiento de Brasil, y la cuenta corriente aumentó significativamente, registrando superávits en 2004, 2005, 2006 y 2007.

Si bien la Argentina creció 7,0% en 2008, según el INDEC, el crecimiento fue negativo en el primer y cuarto trimestre de dicho ejercicio (una disminución del 0,3% en ambos períodos) en comparación con los mismos períodos de 2007, en forma desestacionalizada. Este crecimiento negativo se debió principalmente al conflicto entre el Gobierno Argentino y los productores agrícolas a comienzos de 2008 y a la crisis financiera mundial, que se agravó durante el segundo semestre de 2008. Asimismo, la nacionalización del sistema previsional privado en octubre de 2008 socavó la confianza de los inversores, restringiendo también el crecimiento.

El sector agrícola fue particularmente afectado en 2008 debido a la baja de los precios de los commodities y a las importantes sequías. La caída del sector agrícola tiene repercusiones adversas para la economía en su conjunto debido al importante rol que el sector juega en la economía argentina.

Hacia fines de 2008, el Gobierno Argentino dictó una serie de medidas destinadas a contrarrestar la baja del nivel de actividad económica, todo ello con miras a minimizar los despidos atribuibles a la crisis financiera mundial.

En 2009, después de seis años de crecimiento robusto y continuo, la economía argentina creció sólo un 1% según las estimaciones oficiales. De acuerdo con algunos analistas privados, sin embargo, se contrajo un 3,5%. El Banco Central, reaccionando a la incertidumbre local y al ominoso panorama económico mundial, adoptó políticas tendientes a evitar un colapso financiero. Específicamente, el Banco Central intentó estabilizar el mercado cambiario. Si bien las tasas de interés aumentaron en determinados momentos durante el transcurso del año, el mercado de cambios permaneció relativamente estable durante todo el período. Para el segundo trimestre de 2009, debido al mejoramiento de la economía mundial y la relativa estabilidad de los mercados financieros locales, la economía argentina comenzó a recuperarse.

En enero de 2010, el gobierno dictó una reglamentación que permitió emplear U$S 6.500 millones de reservas del Banco Central para financiar los pagos a acreedores multilaterales y bonistas. En junio de 2010, Argentina concluyó la renegociación de aproximadamente el 67% de sus bonos en default que no habían entrado al canje de 2005. Como resultado de los canjes de deuda de 2005 y 2010, aproximadamente el 91% de los bonos que Argentina dejó de pagar en 2002 han sido reestructurados, a la vez que la suma de U$S 6,8 mil millones no reestructurada de deuda soberana continúa pendiente de pago en poder de tenedores de bonos.

Durante el período que se extiende entre el 2007 y el 2013, el crecimiento económico ha sido impulsado en parte por una política monetaria laxa, que ha dado lugar a un incremento de la inflación. El IPM anual, según el INDEC, aumentó 12,3% anual en promedio durante este período. Según informes publicados por el FMI, sin embargo, la mayoría de los analistas del sector privado creen que los índices reales de inflación fueron sensiblemente mayores a los reflejados en los datos oficiales publicados por el INDEC. Posteriormente, el 13 de febrero de 2014, el INDEC revisó la metodología implementada para el cálculo del IPCNU que refleja una medición más amplia sobre los precios al consumidor, considerando información de precios de las 24 provincias del país, dividido en seis regiones. De acuerdo con el INDEC, el IPCNU 2014 fue de 23,9% y el índice de precios al por mayor fue de 28,3%. Adicionalmente, el IPCNU de Enero 2015 y Febrero 2015 fue de 1,1% y 0,9%, respectivamente.

El siguiente cuadro muestra los indicadores económicos clave de Argentina correspondientes a los años indicados:


	Año finalizado el 31 de diciembre de
	2009	2010	2011	2012	2013	2014
PBI real (variación porcentual)……………………………...	0,1	9,5	8,4	0,8	2,9	0,5
PBI nominal (en millones de Ps.)	1.411.525	1.810.830	2.312.008	2.765.575	3.406.265	4.388.834
Consumo real (variación porcentual)	4,0	8,0	10,1	4,5	4,4	(0,1)
Inversión real (variación porcentual)	(14,6)	22,0	19,4	(7,0)	3,1	(5,6)
Producción industrial (variación porcentual)	0,4	9,7	6,5	(1,2)	(0,2)	(2,5)
IPC (variación porcentual) *	7,7	10,9	9,5	10,8	10,9	23,9
IPIM (variación porcentual)	10,3	14,6	12,7	13,1	14,8	28,3
Tipo de cambio nominal (en Ps./U$S al cierre del año)	3,8	3,9	4,3	4,9	6,5	8,5
Exportaciones (en millones de U$S)	55.672	68.187	83.950	80.927	81.660	71.936
Importaciones (en millones de U$S)	38.786	56.793	73.937	68.508	73.657	65.249
Balanza comercial (en millones de U$S)	16.886	11.394	10.013	12.419	8.003	6.687
Cuenta corriente (% del PBI)	2,9	0,3	(0,4)	0,0	(0,8)	(0,9)
Reservas (en millones de U$S)	47.967	52.145	46.376	43.290	30.599	31.443
Recaudación impositiva (en millones de Ps.)	304.930	409.899	540.133	679.799	858.832	1.169.682
Superávit primario (en millones de Ps.)	17.286	25.115	4.921	(4.374)	(22.478)	(38.562)
Deuda pública (% del PBI al 31 de diciembre) **	39,6	36,1	33,4	35,4	39,6	42,8 (#)
Servicio de deuda pública (% del PBI)	8,0	7,4	7,7	7,6	7,9	8,5 (#)
Deuda externa (% del PBI al 31 de diciembre)	14,8	13,4	11,3	10,8	11,9	15,1 (#)

Fuentes: INDEC, Banco Central y Ministerio de Economía (PBI Real, Nominal, Consumo e Inversión Real Base 2004)
() Año 2014 expone IPCNu (*) No incluye deuda soberana argentina en poder de holdouts (#) Datos disponibles al 2° Trimestre 2014

Tendencias del Sector Eléctrico

Si bien nuestros ingresos no dependen de la demanda agregada de electricidad o el precio de la electricidad spot o promedio, dado que bajo nuestros Contratos de Compra de Energía Eléctrica PPA recibimos pagos por capacidad fija o una tarifa fija, consideramos que la situación general del sector eléctrico afecta a nuestro negocio en términos de sostenibilidad de la industria en general y su potencial de crecimiento del negocio a futuro mediante la instalación de unidades generadoras adicionales.

El consumo de electricidad en Argentina ha aumentado significativamente desde 2003, motivado por el crecimiento económico y las regulaciones de precios que han mantenido los precios de la electricidad en Argentina por debajo de los precios internacionales. El crecimiento sostenido de la demanda y un invierno particularmente severo en 2007 trajeron aparejada la escasez de combustibles y cortes de energía, que llevaron al Gobierno Argentino a adoptar medidas adicionales tendientes a garantizar el suministro interno. Al mismo tiempo, la producción de ciertos productos hidrocarburíferos se ha desacelerado en los últimos años debido a la antigüedad de los yacimientos de petróleo y gas natural de Argentina y las políticas de precios adoptadas por el Gobierno Argentino a fin de priorizar el suministro local. Según el Instituto Argentino del Petróleo y Gas, la producción de gas natural ha presentado una caída anual desde el 2004, alcanzando en 2013 el nivel más bajo de producción desde el año 2000. Debido a esta demanda creciente y a las medidas adoptadas por las autoridades regulatorias argentinas, los volúmenes de exportación de los hidrocarburos, especialmente el gas natural, bajaron uniformemente durante este período, a la vez que Argentina aumentó sus importaciones de hidrocarburos.

Con la finalidad de hacer frente a la creciente demanda de electricidad, el Gobierno Argentino, a través de la SEN, sancionó nuevas reglamentaciones desde el año 2006 para crear incentivos de inversión privada en nueva capacidad de generación de energía. Mediante las Resoluciones N° 1.281/06, 220/07 y 1.836/07, se implementaron nuevas inversiones en generación de energía sobre la base de tarifas negociadas razonables, mayores de aquellas abonadas a las compañías generadoras existentes sobre la base de precios spot, acordados mediante contratos a término (Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA) firmados con CAMMESA o con grandes consumidores. Asimismo, bajo la Ley N° 26.190 y la Resolución SEN N° 712, ENARSA realizó una licitación pública invitando a compañías privadas a licitar para la instalación de nuevas unidades generadoras de electricidad a partir de recursos renovables, por una capacidad instalada total de 1.000 MW.

El siguiente cuadro muestra la evolución de la generación eléctrica por tipo de generación (térmica, hidroeléctrica, nuclear) entre 2009 y 2014:


Demanda por tipo	2010	2011	2012	2013	2014
	(en GW-hora)
Térmica	66.465	73.573	82.495	82.837	83.265
Hidroeléctrica	40.226	39.339	36.626	40.288	40.663
Nuclear	6.692	5.892	5.904	5.732	5.258
Eólica + Solar	-	16	356	462	629
Importada	2.351	2.412	423	342	1.390
Total	115.734	121.232	125.804	129.660	131.205

Fuente: CAMMESA

Como se muestra en la tabla anterior, el aumento en la demanda de electricidad de los últimos años se ha cubierto mediante la generación de energía térmica adicional, con un aumento correspondiente en el volumen de combustibles fósiles utilizados en la combustión. Esta situación, combinada con una reducción de la producción local de los hidrocarburos mencionados anteriormente generó una mayor necesidad de importaciones de combustibles fósiles, aumentando el costo real de la electricidad generada.

El siguiente cuadro muestra la composición de la capacidad instalada de Argentina por región al 31 de diciembre de 2014 :


Capacidad Instalada (en MW)	Cuyo	Comahue	Noroeste	Centro	Gran Buenos Aires	Noreste	Patagonia	SADI
Turbina de vapor	120	0	261	200	3.870	0	0	4.451
Turbina a gas	90	208	1.008	511	2.012	46	160	4.035
Ciclo combinado	374	1.282	829	534	5.984	0	188	9.191
Generador Diesel	0	73	249	76	413	247	0	1.058
Térmica	584	1.564	2.347	1.321	12.280	301	293	18.690
Nuclear	0	0	0	648	362	0	0	1.010
Hidroeléctrica	1.071	4.692	217	918	945	2.745	519	11.107
Eólica	0	0	50	0	0	0	137	187
Solar	8	0	0	0	0	0	0	8
Total	2.247	7.819	4.961	4.208	25.866	3.339	1.297	49.737

Fuente: CAMMESA.

Si bien la capacidad instalada nominal superó los 31.000 MW a fines de 2013, la capacidad neta fue significativamente más baja, por la indisponibilidad promedio de unidades térmicas (26,4% en promedio durante 2011 y 2012 según CAMMESA) y la capacidad real de generación a partir de unidades hidroeléctricas, por las

condiciones hidrológicas estacionales, generando faltantes y cortes de electricidad durante diciembre de 2013.

Picos de Demanda Máxima


	Verano 2012	Verano 2013	Verano 2014	Invierno 2012	Invierno 2013	Invierno 2014
Demanda (MW)	21.949	22.169	24.034	20.978	22.552	22.552
Fecha	16 de febrero de 2012	1° de febrero de 2013	20 de enero de 2014	7 de junio de 2012	22 de julio de 2013	-
Temperatura (°C)	27,6	30,6	29,6	5,5	5,2	-
Hora	15:10	15:35	15:05	20:35	20:26	-

Fuente: CAMMESA.

La demanda de potencia alcanzó un su máximo histórico el 20 de enero de 2014 (24.034 MW), mientras que la demanda de energía semanal registró su máximo histórico en la semana del 51 de diciembre de 2013 (3.225 MWh).

Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA, Disponibilidad y Despacho

De acuerdo con el marco regulatorio aplicable para el Parque Eólico Rawson y las Centrales Térmicas de la Sociedad, modificados por el Acuerdo Marco (en el caso de las centrales térmicas conectadas al SADI), el negocio de la Sociedad de generación de electricidad está respaldado por Contratos de Compra de Energía Eléctrica firmados con CAMMESA, ENARSA y la Dirección General de Servicios Públicos de la Provincia del Chubut y cuyos vencimientos operan entre 2018 y 2027. Los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA de largo plazo incluyen: (i) nueve Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA a siete años con CAMMESA, para las centrales térmicas ubicadas en las ciudades de Pinamar, Matheu, Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay (consistentes en 2 Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA) y Las Armas (consistentes en 2 Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA); (ii) un Contrato de Compra de Energía Eléctrica con la provincia del Chubut, para las centrales térmicas ubicadas en las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa, que vence el 31 de diciembre de 2025; y (iii) dos Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA a 15 años con ENARSA para nuestro Parque Eólico Rawson, ubicado en la Provincia del Chubut. Asimismo, hemos suscripto otros PPA con ENARSA a través de nuestras subsidiarias totalmente controladas, que prevén el posible desarrollo a futuro de nuevas centrales generadoras: (i) cinco Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA a 15 años para proyectos de energía eólica, incluidos algunos que ya se encuentran en etapa de desarrollo (Parque Eólico Madryn); y (ii) tres Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA a 15 años para proyectos térmicos alimentados con biocombustibles actualmente en desarrollo.

Los ingresos por ventas bajo los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA de la Sociedad existentes son su principal fuente de ingresos y flujos de fondos. Bajo los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA para centrales térmicas con CAMMESA, la Sociedad tiene derecho a percibir tarifas por potencia puesta a disposición por la suma de U$S 21.275 por MW-mes por poner nuestra capacidad de generación contractual a disposición del SADI. También tenemos derecho a recibir pagos que oscilan entre U$S 7,45 y U$S 10,00 por MW-hora por electricidad efectivamente generada mediante combustión de gas natural y entre U$S 10,15 y U$S 14,90 por MW-hora por electricidad efectivamente generada mediante combustión de gas oil. Asimismo, conforme se establece en nuestros PPA, los costos de combustible son trasladables dado que CAMMESA es responsable de reintegrar nuestros costos efectivos de combustible, sujeto a ciertas condiciones y mecanismos operativos. La tarifa total percibida por la electricidad efectivamente generada y entregada al SADI a través de nuestras centrales térmicas, incluido el reintegro de los costos de combustibles, se fija con el propósito de cubrir nuestros gastos de operación y mantenimiento, por lo tanto no percibimos ingresos adicionales por la venta de electricidad efectivamente generada y vendida. Asimismo, bajo estos PPA, tenemos la posibilidad contractual de trasladar todo aumento de costos de generación variables incurridos para generar electricidad, solicitando ajustes periódicos a las tarifas sujeto a la aprobación de CAMMESA.

Bajo nuestros PPA para nuestros Parques Eólico Rawson tenemos derecho a recibir una tarifa fija por la totalidad del plazo de cada contrato de entre U$S 124,20 y U$S 128,70 por MW-hora por la electricidad entregada por nosotros bajo dichos PPA, pero no estamos facultados para recibir pagos por potencia puesta a disposición. Todos los montos a ser abonados a nuestra compañía bajo nuestros PPA operativos para generación eólica y térmica (distintos de los PPA con la provincia del Chubut) están denominados en dólares estadounidenses y son pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista cotizado por el Banco Central de acuerdo con la Comunicación "A" 3500.

El Acuerdo Marco

Bajo el Acuerdo Marco celebrado con la SEN en 2012, nos comprometimos a firmar nuevos PPA con CAMMESA bajo la Resolución N° 220/07 para reemplazar nuestros PPA vencidos y por vencer celebrados originalmente con ENARSA bajo la Resolución N° 1.836/07 para nuestras centrales térmicas conectadas al SADI. Cada nuevo Contrato de Compra de Energía Eléctrica tiene un plazo de siete años desde el vencimiento del Contrato de Compra de Energía Eléctrica original respectivo. La potencia puesta a disposición es remunerada mediante un cargo mensual fijado en U$S 21.275 por MW de capacidad plena contratada siempre que la disponibilidad promedio durante dicho período supere el 92%, mientras que la electricidad efectivamente entregada es remunerada mediante un monto en dólares estadounidenses trasladable igual a nuestros costos de operación y mantenimiento aprobados por la SEN y el reintegro de costos de combustibles. En forma separada, estamos sujetos a penalidades en caso de que no podamos entregar un mínimo de 92% de disponibilidad.

Bajo el Acuerdo Marco también nos hemos comprometido a desarrollar y poner a disposición del SADI para abril de 2019, una o más centrales térmicas nuevas con una capacidad instalada combinada de 200 MW y a establecer un convenio de custodia tendiente a separar y destinar una parte de los cargos por potencia puesta a disposición pagaderos a nuestro favor bajo los nuevos PPA para nuestras centrales térmicas, con el objeto de asegurar y financiar parcialmente la inversión de capital requerida para desarrollar estas nuevas centrales térmicas. Para más información sobre el Acuerdo Marco, véase “4. Información de la Sociedad – Contratos Relevantes - Acuerdo Marco con la Secretaría de Energía de la Nación”.

Demanda y Suministro de Electricidad

Mientras que una parte sustancial de nuestros ingresos proviene de pagos por capacidad bajo nuestros PPA, los resultados de nuestras operaciones se vieron afectados y continuarán siendo afectados por cambios en la demanda y oferta de electricidad en Argentina, ya que la demanda y oferta de electricidad tiene un impacto en el crecimiento a mediano y largo plazo del sector eléctrico, los costos de combustible y los precios de la electricidad.

La demanda de electricidad depende en gran medida de la situación económica y política imperante en Argentina, así como de factores estacionales. En general, la demanda de electricidad varía en función del desempeño de la economía argentina, dado que las empresas y particulares generalmente consumen más energía durante los períodos de estabilidad o crecimiento económico. Por ende, la demanda de electricidad se ve afectada por las acciones del Gobierno Argentino respecto de la economía, entre ellas las relacionadas con la inflación, tasas de interés, controles de precios, controles cambiarios, impuestos y tarifas de la energía.

Luego de la crisis económica de 2001/2002, la demanda de electricidad en Argentina creció sostenidamente a lo largo de los años, impulsada por la recuperación económica. En contraste con esta tendencia, la demanda de electricidad cayó 1,3% en 2009 en comparación con 2008, siendo las cargas respectivas de 104.592 GW-hora y 105.934 GW-hora para 2009 y 2008.

El siguiente cuadro muestra un detalle de la demanda de electricidad en Argentina durante 2014 por tipo de cliente:


	Ene	Feb	Mar	Abr	May	Jun	Jul	Ago	Sept	Oct	Nov	Dic	Anual	Particip
	(en GW-hora)													(%)
Demanda Residencial	5.351	3.884	3.667	3.543	4.185	4.795	5.116	4.471	3.736	4.174	3.914	4.568	51.404	41%
Hasta 10kW	1.591	1.236	1.332	1.353	1.460	1.442	1.515	1.364	1.322	1.431	1.367	1.494	16.907	13%
Hasta 300kW	1.849	1.615	1.575	1.509	1.521	1.529	1.572	1.557	1.580	1.721	1.724	1.842	19.594	15%
Más de 300kW	3.213	3.089	3.216	3.191	3.246	3.141	3.162	3.124	3.152	3.361	3.319	3.303	38.517	30%

TOTAL	12.004	9.824	9.790	9.596	10.412	10.907	11.365	10.516	9.790	10.687	10.324	11.207	126.422	100%

Fuente: CAMMESA.

La estacionalidad también tiene un impacto importante sobre la demanda de electricidad, con picos de consumo en verano e invierno. El impacto de los cambios estacionales en la demanda se registra principalmente entre los clientes residenciales y pequeños comercios. Los cambios estacionales de la demanda se deben al impacto de diversos factores climatológicos, entre ellos la meteorología y la cantidad de horas de luz diurna, sobre el uso de aparatos de iluminación, sistemas de calefacción y aire acondicionado.

El impacto de la estacionalidad en la demanda industrial de electricidad es menos pronunciado que en el caso de los sectores residencial y comercial, por varias razones. En primer lugar, por su naturaleza, los distintos tipos de actividad industrial tienen picos estacionales diferentes, de forma tal que el efecto de los factores climáticos sobre ellos es más variado. En segundo lugar, los niveles de actividad industrial tienden a verse afectados en mayor medida por la situación económica, y con distintos niveles de intensidad dependiendo del sector industrial de que se trate.

Condiciones Climáticas

Genneia genera su electricidad principalmente a partir de fuentes de generación térmica y, en menor medida, eólica. Su capacidad de generar y entregar la electricidad al SADI a partir de fuentes eólicas depende de las condiciones climatológicas, especialmente de las velocidades del viento, sobre las que no tiene control. Sin embargo, las velocidades del viento promedio, aunque volátiles, le han permitido generar y entregar electricidad desde su Parque Eólico Rawson en niveles que guardan relación con las proyecciones a largo plazo estimadas por GL Garrad Hassan, que se prepararon sobre la base de casi tres años de mediciones del viento tomadas por nosotros in situ antes de comenzar la construcción a fines de 2010. Para más información sobre el impacto de la velocidad del viento, recursos y riesgos asociados a las condiciones climáticas véase el capítulo “3. Información Clave sobre la Sociedad –e) Factores de Riesgo”

Las condiciones hidrológicas afectan a los generadores hidroeléctricos y los precios spot, pero no tienen un impacto significativo sobre la generación de energía o los ingresos.

Fluctuaciones del Tipo de Cambio

Sustancialmente todas las tarifas bajo los PPA de la Sociedad están denominadas en dólares estadounidenses y son pagaderas en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista cotizado por el Banco Central de acuerdo con la Comunicación "A" 3500. Las tarifas denominadas en dólares son liquidadas en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta en vez de a la fecha actual de pago, lo que puede generar un efecto negativo en los resultados de la Sociedad en la medida en que haya devaluación del peso durante este período y cuyo efecto puede aumentar si hay pagos retrasados como se refiere en "-Facturación y Cobranza". Sin embargo, la Sociedad tiene el derecho de reclamar las diferencias por el tipo de cambio que ocurran entre la fecha de facturación y la fecha actual de pago. Por otra parte, una parte sustancial de nuestros costos operativos y la mayor parte de nuestra deuda están denominados en la misma moneda. Este acuerdo crea una cobertura natural a largo plazo contra las fluctuaciones del tipo de cambio y nos permite utilizar el dólar estadounidense como moneda funcional a los fines contables. Al respecto, véase en esta sección “Revelaciones cuantitativas y cualitativas sobre riesgos de mercado”.

Los resultados de nuestras operaciones han sido afectados y continuarán siendo afectados por la fluctuación del tipo de cambio. La devaluación del peso genera un incremento de la ganancia en pesos correspondiente a las tarifas denominadas en dólares estadounidenses. A su vez, la devaluación produce un efecto adverso sobre el resultado neto de nuestros activos financieros denominados en pesos.

Facturación y Cobranza

La Sociedad, en virtud de sus PPA con CAMMESA tiene derecho a recibir pagos de CAMMESA dentro de los 41 días posteriores a la fecha de facturación, ello sujeto al previo fondeo a CAMMESA de pagos que CAMMESA recibe de otros agentes del MEM, tales como las distribuidoras de electricidad, grandes consumidores y el financiamiento directo del Gobierno Argentino, si bien en la práctica el plazo de cobro promedio histórico varía entre 50 y 60 días. Sin embargo, debido a las condiciones regulatorias vigentes en el sector eléctrico argentino, que afectan la rentabilidad y la viabilidad económica de los servicios públicos de energía eléctrica, ciertos agentes del MEM han incumplido o diferido sus pagos a CAMMESA, afectando la capacidad de CAMMESA de satisfacer sus obligaciones de pago hacia los generadores de electricidad, incluidos nosotros. Creemos que el impacto de este problema sobre la capacidad de CAMMESA de efectuar pagos a los generadores de electricidad se ha visto más pronunciado desde el cuarto trimestre de 2012, dado que las dos distribuidoras más importantes de Argentina, Edenor y Edesur, presuntamente omitieron pagos a CAMMESA o realizaron pagos parciales. Asimismo, el Fondo de Estabilización, administrado por CAMMESA, creado en virtud de la Resolución SEN N° 61/92 a fin de cubrir el desfasaje entre el precio estacional y el precio spot de la electricidad, ha registrado un déficit permanente en los últimos años como resultado de las limitaciones impuestas por la Ley de Emergencia y la Resolución N° 240/2003. Por estas razones, nuestro ciclo de cobro de cuentas a cobrar de CAMMESA ha pasado de menos de 60 días en 2012 hasta llegar a plazos de 115 días en 2013.

El siguiente cuadro muestra la evolución de los días promedio de cobro de nuestras facturas emitidas a CAMMESA y ENARSA, éstas últimas cobradas directamente a CAMMESA por una cesión de derechos dRGEFORMAT

Factores que Afectan las operaciones entre períodos de los Estados Contables de la Sociedad

De un período a otro, la comparabilidad de nuestros Estados Contables ha sido afectada y continuará siendo afectada por diversos factores, incluidos los siguientes:

Adquisición de Activos de Generación de Energía Eléctrica

Durante el año 2013 y como resultado de los cambios en el marco regulatorio de nuestra industria y como resultado de la renegociación de nuestros PPA con un plazo más prolongado pero tarifas de potencia puesta a disposición más bajas, adquirimos todas las turbinas alimentadas con gas y equipos relacionados de nuestras centrales térmicas que eran previamente arrendados a terceros. La tabla a continuación muestra cierta información sobre los equipos adquiridos correspondiente a cada central generadora:



Central	Costos de arrendamiento por año	Fecha de adquisición	Costo de adquisición	Depreciación del activo en 2013	Depreciación del activo por año (3)
(expresado en millones de pesos, salvo por las fechas).
Pinamar	N/A(1)	Febrero de 2013	15,5	3,3	3,6
Concepción del Uruguay	10,2(2)	Marzo de 2013	21,1	1,3	1,5
Olavarría	9,6(2)	Marzo de 2013	20,8	1,3	1,5
Las Armas II	10,8(2)	Abril de 2013	21,9	2,0	2,7

(1) Ingresos por capacidad en firme para la central térmica de Pinamar registrados durante el 2013 por la suma de U$S 5.3 millones, que se transfirieron antes de la adquisición.

(2) Costos de arrendamiento durante el 2012.

(3) Pro-forma por todo el año de depreciación de los resultados para los activos respectivos. Difiere de la Depreciación de Activos en 2013 dado que los activos no habían sido adquiridos al comienzo del año fiscal.

Como resultado de nuestra adquisición de estos activos fijos, nuestro costo de ventas se redujo sustancialmente dado que ya no tenemos gastos de arrendamiento asociados con nuestras centrales generadoras. La reducción de los gastos resultantes de estas operaciones fue parcialmente compensada por un aumento en los gastos de depreciación asociados con nuestros bienes de uso y gastos financieros asociados con acuerdos de financiamiento celebrados para financiar la adquisición de dichos equipos.

Reducción de las Tarifas

Bajo el Acuerdo Marco, los ingresos generados por nuestras centrales térmicas se vieron sustancialmente reducidos junto con una ampliación del plazo de nuestros PPA de tres a siete años.

Bajo la estructura de precios vigente antes del Acuerdo Marco, teníamos derecho a percibir tarifas por potencia puesta a disposición fijos que oscilaban entre U$S 33.245 y U$S 39.640 por MW-mes por poner nuestra capacidad de generación contractual a disposición del SADI y un precio que oscilaba entre U$S 69,90 y U$S 79,50 por MW-hora, en el caso de generación utilizando gas natural (incluidos los costos de dicho gas natural), y entre U$S 10,65 y U$S 14,75 por MW-hora, en el caso de generación utilizando gas oil respecto de la electricidad que efectivamente entregamos al SADI a solicitud de CAMMESA y no teníamos derecho a trasladar ningún aumento (por causa de la inflación u otros factores) de los costos incurridos para operar y mantener nuestras centrales y generar electricidad.

Bajo nuestros PPA vigentes, tenemos derecho a percibir pagos por potencia puesta a disposición fija equivalentes a U$S 21.275 por MW-mes por poner nuestra capacidad de generación contractual a disposición del SADI y un precio que oscila entre U$S 7,45 y U$S 10,00 por MW-hora, en el caso de generación de energía eléctrica utilizando gas natural (con exclusión de los costos por dicho gas natural), y entre U$S 10,15 y U$S 14,90 por MW-hora, en el caso de generación de energía utilizando gas oil respecto de la electricidad que efectivamente entregamos al SADI. Asimismo, conforme se establece en nuestros PPA, los costos de combustibles son trasladables dado que CAMMESA es responsable de reintegrar nuestros costos efectivos de combustible, sujeto a ciertas condiciones.

La tarifa promedio vigente antes del Acuerdo Marco era de U$S 36.706 por MW-mes por poner nuestra capacidad de generación contractual a disposición del SADI, U$S 69,03 por MW-hora en el caso de generación de energía eléctrica utilizando gas natural efectivamente entregada al SADI y U$S 13,75 por MW-hora en el caso de generación de energía eléctrica utilizando gas oil efectivamente entregada al SADI. A su vez, bajo nuestros PPA vigentes la tarifa fija por poner nuestra capacidad de generación contractual a disposición del SADI es de U$S 21.275 por MW-mes, y un promedio adicional de U$S 9,21 por MW-hora en el caso de generación de energía eléctrica utilizando gas natural efectivamente entregada al SADI y un promedio de U$S 13,33 por MW-hora en el caso de generación de energía eléctrica utilizando gas oil efectivamente entregada al SADI. Sin embargo, la tarifa total percibida por la electricidad efectivamente generada y entregada al SADI bajo nuestros PPA vigentes, incluido el reintegro de los costos de combustibles, se establece para cubrir nuestros gastos de operación y mantenimiento, y por lo tanto no tienen incidencia sobre nuestros márgenes.

La tabla a continuación muestra la fecha en que cada una de nuestras centrales térmicas migró a los nuevos PPA:


Central Térmica	Fecha de migración	Tarifa previa de potencia puesta a disposición		Tarifa previa de generación (Gas/Gas Oil)		Tarifa vigente de potencia puesta a disposición	Tarifa de generación vigente (Gas/Gas Oil)
		(U$S por MW-mes)	(U$S por MW-hora)		(U$S por MW-mes)		(U$S por MW-hora)
Pinamar	1° de diciembre de 2012	33.245		69,90/10,65		21.275	9,18/10,65
Matheu	1° de diciembre de 2012	37.530		78,20/14,75		21.275	10,00/14,90
Concepción del Uruguay 1	1° de diciembre de 2012	39.640		79,50/14,75		21.275	8,70/14,90
Concepción del Uruguay 2	1° de diciembre de 2012	36.696		77,90/14,75		21.275	8,70/14,90
Olavarría	1° de diciembre de 2012	39.450		79,50/14,75		21.275	9,07/14,90
Las Armas I	1° de diciembre de 2012	33.245		69,90/10,65		21.275	10,00/10,65
Las Armas II	1° de enero de 2014	37.530		78,20/14,75		21.275	10,00/10,65
Paraná	1° de diciembre de 2012	36.800		77,50/14,75		21.275	9,16/14,90
Bragado	16 de junio de 2014	36.221		10,65/13,93		21.275	7,45/10,15

Indisponibilidad Temporaria de Ciertas Centrales Generadoras por Falla de Equipos

La falla de nuestros equipos y la consecuente indisponibilidad de nuestras centrales generadoras han generado una caída en los ingresos en los ejercicios 2011, 2012, 2013 y 2014. La tabla a continuación muestra información relacionada con los incidentes experimentados en los mencionados períodos:


Central	Fecha del incidente	Equipo	Días fuera de servicio	Causa
Las Armas I	11 de enero de 2012	GT01	58	Falla del sistema de vibración
Matheu	21 de abril de 2013	GT01	137	Deterioro del combustor
Matheu	29 de mayo de 2013	GT02	77	Reducción de la potencia de turbina a gas
Pinamar	30 de mayo de 2014	GT07	96	Daños en cámara de combustión
Las Armas I	12 de septiembre de 2014	GT02	92	Falla en cojinete

Si bien mantenemos una cobertura de seguro contra todo riesgo para todos nuestros activos fijos incluida la pérdida de ingresos por interrupción del negocio, somos pasibles de sanciones en caso de incumplimiento de nuestros PPA. Bajo nuestros PPA, recibimos un cargo fijo por disponibilidad que se reduce proporcionalmente en función del porcentaje de desvío de la plena disponibilidad. Si nuestra disponibilidad cae por debajo del 92%, se impone una sanción específica.

Nuestros segmentos de negocios

Llevamos adelante nuestras actividades en tres segmentos de negocios: (i) generación de energía eléctrica de fuentes convencionales (generación térmica); (ii) generación de energía eléctrica con fuentes renovables (generación de energía eólica); y (iii) comercialización y capacidad de transporte desreguladas de gas natural y electricidad (que denominamos comercialización de gas natural y capacidad de transporte). Los costos y activos relacionados con la administración centralizada de nuestros tres segmentos de negocios se imputan al segmento “Administración central y otros”.

En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestras ventas netas provenientes de nuestras actividades en marcha por segmento:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012		2013		2014
	(en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
Generación térmica de fuentes convencionales	549,7	74%	664,5	72%	896,1	69%
Generación de energía de fuentes renovables	162,2	22%	209,4	23%	311,7	24%
Comercialización de gas natural y capacidad de transporte	31,9	4%	48,7	5%	65,5	5%
Administración central y otros	-	-	-	-	25,7	2%
Total	743,8	100%	922,6	100%	1.299,0	100%

Principales Políticas Contables y Estimaciones

Nuestros Estados Contables se confeccionan de acuerdo con las NIIF. La Gerencia considera que las siguientes son algunas de las áreas en las que deben adoptarse los juicios más importantes en la aplicación de políticas contables que afectan nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

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 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 la Nota 7.3.2 a los estados contables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, 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 y otras operaciones discontinuadas.

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.

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 provisión por contingencias registrada o la calificación otorgada por la Dirección.

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.

Reconocimiento del Cargo por Fondo de Inversión

Tal como se menciona en la sección “4. Información sobre la Sociedad. Unidad de Negocios de generación de energía de fuentes convencionales”, CAMMESA deduce mensualmente de sus liquidaciones a la Sociedad un importe que es destinado a la constitución de un Fondo de Inversión que podrá ser aplicado a la instalación de ciertas centrales de generación de energía eléctrica.

Dichos fondos son registrados como 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.

Valor recuperable de bienes de uso, activos en concesión e intangibles

La Sociedad generalmente estima el valor recuperable de los bienes de uso, activos en concesión e intangibles sobre la base del valor de utilización económica, calculado como el flujo futuro de fondos descontado de cada bien o grupo de bienes bajo evaluación.

Para la estimación de los flujos de fondos la Dirección de la Sociedad realiza un cálculo de ingresos y costos futuros en función de la mejor estimación del marco regulatorio, las tarifas, los costos del combustible, la devaluación e inflación del peso, los salarios, el factor de utilización del parque eólico y la tasa utilizada para descontar dichos flujos de fondos, entre otros.

Descripción de los principales rubros

Nuestros Estados Contables han sido confeccionados de acuerdo con las NIIF y las normas de la CNV.

Ventas netas

Las ventas netas de la Sociedad incluyen los ingresos recibidos por las siguientes actividades a las que se dedica: (i) generación de energía para capacidad y electricidad generada a partir de fuentes convencionales, (ii) generación de energía eléctrica de fuentes renovables en el Parque Eólico Rawson, y (iii) actividades de comercialización (gas natural y capacidad de transporte de gas natural). En marzo de 2012, la Sociedad transfirió el Gasoducto Patagónico a Camuzzi, y en mayo de 2013, transfirió su unidad de negocios de distribución de gas natural a Proagas S.A., una sociedad argentina conformada por miembros del equipo de la unidad de negocio. La unidad de negocios de transporte de gas natural se discontinuó al 23 de marzo de 2012 y la unidad de negocios de distribución de gas natural se discontinuó al 1° de mayo de 2013. Asimismo, el directorio de la Sociedad decidió en 2013 discontinuar la unidad de negocio de construcción de tuberias de gas de alta presión y redes de distribución de gas, las que desde 2012 se encontraban casi todas subcontratadas.

Costo de ventas

Los costos de ventas de la Sociedad incluyen los costos directos relacionados con la generación de energía eléctrica y los costos operativos directamente relacionados con la generación de energía eléctrica y comercialización de gas natural y capacidad de transporte, tales como combustibles para generación térmica (gas natural y gas oil), salarios y beneficios, seguridad social y otros aportes con respecto al personal de planta, honorarios por servicios profesionales, otros gastos de personal, gastos de correo privado y telecomunicaciones, gastos de viaje, flete y seguro, bienes inmuebles, alquileres de maquinarias y equipos, impuestos, cargas y otras contribuciones, mantenimiento y reparaciones, contratos para obras y otros servicios, insuficiencia de activos fijos, amortización de activos intangibles, combustibles, gas, electricidad y otros, materiales y equipos de instalación, provisiones y otros gastos de la Sociedad.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización de la Sociedad incluyen los impuestos (principalmente el impuesto a los ingresos brutos), cargas y otras contribuciones, publicidad, cuentas de dudosa recuperabilidad y otros gastos.

Gastos administrativos

Los gastos administrativos de la Sociedad incluyen gastos indirectos tales como, salarios y beneficios, seguridad social y otros aportes con respecto al personal administrativo, honorarios por servicios profesionales, honorarios de directores, otros gastos de personal, gastos de correo privado y telecomunicaciones, gastos de viaje, flete y seguro, bienes inmuebles, alquileres de maquinarias y equipos, impuestos, cargas y otras contribuciones, mantenimiento y reparaciones, contratos para obras y otros servicios, depreciación de activos fijos, amortización de activos intangibles, combustibles, gas, electricidad y otros, materiales y equipos de instalación, provisiones y otros gastos de la Sociedad.

Otros gastos, neto

Otros gastos, netos incluye incluye ingresos y gastos diversos que no se relacionan directamente con las operaciones de la Sociedad.

Gasto financiero, neto

El gasto financiero neto de la Sociedad, incluye (i) los ingresos financieros compuestos por ingresos por intereses y diferencia de cambio y (ii) gasto financiero, que comprende el cargo por intereses, las diferencias y variaciones de cambio, los costos de emisión e impuestos retenidos.

Impuesto a las ganancias

El impuesto a las ganancias incluye el Impuesto a las ganancias corriente de operaciones continuadas y operaciones con impuesto a las ganancias diferido. Reconocemos quebrantos impositivos y otros créditos fiscales como activos por impuesto diferido cuando su deducción contra la ganancia imponible futura es probable. A dichos fines, tenemos en cuenta los resultados fiscales y la reversión de pasivos por diferencias temporarias proyectados.

Resultado del ejercicio

El resultado del ejercicio es la ganancia/(pérdida) neta después de la deducción o la suma del impuesto a las ganancias y los ajustes por participaciones minoritarias, según corresponda.

Otros resultados integrales

Otros resultados integrales incluye principalmente las diferencias cambiarias relacionadas con el proceso de conversión del cambio funcional de dólares a la presentación en Ps. de la Sociedad y de las inversiones en empresas con un tipo de cambio disitnto al dólar estadounidense.

Resultados de las operaciones

Resultados de las operaciones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 en comparación con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013.

En la siguiente tabla se consignan nuestros Resultados de las operaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2014:

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2013	2014	Variación (%)
	(en millones de Ps.)

Operaciones que continúan
Ventas netas	922,6	1.299,0	41
Costo de ventas	(579,3)	(718,7)	24
Utilidad bruta	343,3	580,3	69
Gastos de comercialización	(8,8)	(26,3)	199
Gastos de administración	(81,0)	(106,5)	31
Otros egresos, netos	(0,6)	(10)	1.567
Resultados financieros, netos	(326,4)	(374,2)	15
Resultado antes del impuesto a las ganancias	(73,5)	63,3	(186)
Impuesto a las ganancias	(41,3)	(56,1)	36
Pérdida (ganancia) neta proveniente de operaciones que continúan	(114,8)	7,2	(106)
Operaciones discontinuadas
Pérdida proveniente de operaciones discontinuadas	(4,9)	-	(100)
Pérdida (ganancia) neta del ejercicio	(119,7)	7,2	(106)
Otros resultados integrales
Diferencia de cambio por conversión	138,2	145,7	5
Total de otros resultados integrales	138,2	145,7	5
Resultado integral total del ejercicio (ganancia)	18,6	152,9	722

Ventas netas

Las ventas netas provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron Ps. 1.299 millones, es decir, Ps. 376,4 millones o un 41% superiores a los Ps. 922,6 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, nuestras ventas físicas de electricidad fueron de 711 GW-hora, un incremento del 1% en comparación con 702 GW-hora en 2013. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestras Ventas netas provenientes de las operaciones que continúan por segmento para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 y 2013:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2013	2014	Cambio (%)
	(en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
Ventas netas provenientes de operaciones que continúan	922,6	1.299,0	41
Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	664,5	896,1	35
Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	209,4	311,7	49
Comercialización de gas natural y capacidad de transporte	48,7	65,5	34
Otros ingresos diversos	-	25,7	-

Generación de energía de fuentes convencionales: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones continuadas en el segmento de generación de energía de fuentes convencionales se incrementaron Ps. 231,6 millones, o 35%, de Ps. 664,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 896,1 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a:

los beneficios resultantes de una mayor disponibilidad comercial de los activos de generación;
mayores ingresos expresados en Pesos en base a los efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares;
menores penalizaciones como resultado de una menor tasa de frecuencia y gravedad de siniestros y un menor derrateo de los equipos como resultado de la instalación de plantas de agua desmineralizada;
una mayor disponibilidad comercial, incluyendo el funcionamiento a pleno de la CT Bragado que había sufrido la indisponibilidad de una de sus máquinas durante la primera mitad de 2013; y
los ingresos obtenidos en concepto de indemnización por lucro cesante relativos al Siniestro Matheu;

Estos incrementos resultaron parcialmente compensados por:

la disminución de las tarifas de capacidad y energía en el marco de los nuevos PPA para nuestras centrales térmicas de Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay y Las Armas I. Véase “Reducción de las Tarifas” de la presente sección;
mayor costo de los seguros de todo riesgo operativo en base a aumentos de primas, mayor alcance de cobertura y efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares; y
mayores costos por sueldos y cargas sociales como resultado del ajuste generalizado de precios.

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron Ps. 102,3 millones, o 49%, de Ps. 209,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 311,7 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a:

mayores ingresos en Pesos como consecuencia del impacto de la devaluación del Peso contra el Dólar Estadounidense, conforme a nuestras tarifas denominativas del Dólar estadounidense;
un incremento de 290 GW-hora a 294 GW-hora en la energía despachada como resultado de una mayor disponibilidad de equipos (97,8% en 2014 vs. 96,8% en 2013).

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en este segmento se incrementaron en Ps. 16,8 millones, o 34%, de Ps. 48,7 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 65,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a mayores ingresos en Pesos como resultado del impacto de la devaluación del Peso contra el Dólar en las tarifas denominadas en dólares estadounidenses de la Sociedad.

Costo de ventas

Costo de ventas provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fue Ps. 718,7 millones, un incremento del 24% en comparación con los Ps. 579,3 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestros costos de Ventas provenientes de operaciones que continúan por segmento por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 y 2013:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2013	2014	Cambio (%)
	(Ps. en millones, a excepción de los porcentajes)
Costo de ventas provenientes de operaciones que continúan	579,3	718,7	24
Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	483,3	598,4	23
Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	78,5	99,2	26
Comercialización de gas natural y capacidad de transporte	17,5	21,1	35

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: los costos de ventas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales aumentó Ps. 113,2 millones, o 23%, de Ps. 483,3 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 598,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a:

los efectos de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses, principalmente atribuibles al consumo de gas natural;
mayor costo de los seguros de todo riesgo operativo en base a aumentos de primas, mayor alcance de cobertura y efectos de la devaluación cambiaria sobre las tarifas denominadas en Dólares;
mayores costos por sueldos y cargas sociales como resultado del ajuste generalizado de precios; y
el incremento del gas natural y combustibles líquidos resultantes de mayores volúmenes adquiridos debido a la mayor energía nominal generada en nuestras centrales térmicas en 2014 en comparación con 2013.

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: los costos de ventas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron Ps. 20,7 millones, o 26%, de Ps. 78,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 99,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente a:

el impacto negativo de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses;
aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados; y
mayores costos por sueldos y cargas sociales como consecuencia de los ajustes resultantes del escenario inflacionario reinante en el país.

Estos incrementos resultaron parcialmente compensados por una reducción en los costos operativos como consecuencia del cambio en la modalidad del contrato con Vestas, siendo Genneia el propietario de su stock de repuestos y consumibles a partir de 2014.

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: el costo de ventas de la Sociedad proveniente de operaciones que continúan en este segmento aumentó Ps. 5,5 millones, o 35%, de Ps. 17,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 a Ps. 21,1 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, debido principalmente al impacto de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron de Ps. 26,3 millones, un aumento del 199% en comparación con los Ps. 8,8 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente al reconocimiento de una previsión por incobrabilidad de saldos con la Dirección General de Servicios Públicos de la Provincia de Chubut (D.G.S.P.) y, en menor medida, de mayores costos por sueldos y cargas sociales.

Gastos administrativos

Los gastos administrativos provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron Ps. 106,5 millones, un incremento del 31% en comparación con los Ps. 81,0 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Este incremento se debió principalmente al aumento de los salarios y pagos de cargas sociales como consecuencia del entorno de inflación general, aumento en capacitación para los empleados, honorarios por selección de personal y el impacto de la variación del tipo de cambio sobre gastos cuyas tarifas están dolarizadas.

Otros egresos

Los otros egresos provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 ascendieron a Ps. 10 millones, representando un aumento de Ps. 9,4 millones en comparación con egresos por Ps. 0,6 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Este aumento de los gastos se debió principalmente a que se ha registrado una previsión por Ps. 11,3 millones en relación al ajuste fiscal practicado por la DGR por el concepto de ingresos brutos, con relación a ciertos ingresos de la Sociedad vinculados a la construcción del Gasoducto Patagónico, incluyendo una suma de Ps. 4,1 millones en concepto de capital más Ps. 1,4 millones en concepto de costas estimadas provisoriamente, imputados a la línea otros (egresos) ingresos netos, e intereses devengados a dicha fecha por Ps. 5,9 millones, incluidos en la línea resultados financieros.

Resultados financieros

Los resultados financieros provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 fueron de Ps. 374,2 millones un incremento del 15% en comparación con los Ps. 326,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013.

Impuesto a las ganancias

Los cargos por impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 ascendieron a Ps. 56,1 millones, un incremento del 36% en comparación con los Ps. 41,3 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. La variación corresponde principalmente a la pérdida registrada por el cálculo por pasivo diferido sobre los bienes de uso por aplicación de la NIC 12 de las NIIF y el efecto de la devaluación sobre el quebranto fiscal activado, efectos que fueron parcialmente compensados por la ganancia registrada por la activación del quebranto fiscal del ejercicio, determinado por el resultado impositivo calculado bajo normas contables vigentes en Argentina utilizadas con fines impositivos por $ 106 millones, variación que además fue compensada por la pérdida registrada en 2013 en relación a la baja en dicho año de un quebranto impositivo de Ps. 30,8 millones con vencimiento en 2014 que probablemente no sería utilizado.

Ganancia / Pérdida neta del período

Nuestra ganancia neta por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 por operaciones continuadas fue Ps. 7,2 millones, en comparación con la pérdida neta de Ps. 114,8 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013. Esta evolución positiva se explica, mayormente, por el sustancial incremento de la utilidad bruta como consecuencia de los mejores resultados producto de la consolidación operativa ocurrida en el año junto con el beneficio producido por la devaluación del tipo de cambio, todo lo cual fue parcialmente compensado por incrementos en: i) gastos de administración, como consecuencia del aumento generalizado de precios y su impacto, principalmente, en el costo de los recursos humanos; ii) gastos de comercialización, por el incremento en previsiones de incobrabilidad; y iii) gastos financieros netos como resultado, principalmente, de un aumento nominal en Pesos de los intereses pagados sobre los pasivos financieros denominados mayormente en Dólares y un mayor impacto contable negativo por diferencias de cambio como resultado del efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre los activos y pasivos monetarios denominados en Pesos

Otros resultados integrales

Los otros resultados integrales ascendieron a $ 145,7 millones y principalmente incluyen las diferencias de cambio relacionadas al proceso de conversión de la moneda funcional (Dólares) a la moneda de presentación (Pesos) de la Empresa y las relacionadas con inversiones en empresas con monedas funcionales distintas a los dólares estadounidenses. Dichos resultados se incrementaron en 5% respecto del año anterior principalmente como resultado de una mayor depreciación del Peso respecto del Dólar.

Total de resultados (ganancia) integrales del ejercicio

Los resultados integrales del período finalizado el 31 dediciembre de 2014 fueron de 152,9 millones de pesos en comparación con la ganancia de Ps. 18,6 millones del mismo período en el 2013. Esta evolución positiva se explica, mayormente, por el sustancial incremento de la utilidad bruta como consecuencia de los mejores resultados producto de la consolidación operativa ocurrida en el año junto con el beneficio producido por la devaluación del tipo de cambio.

Resultados de las operaciones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 en comparación con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.

En la siguiente tabla se consignan nuestros Resultados de las operaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012 y 2013:

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2013	Variación (%)
	(en millones de Ps.)

Operaciones que continúan
Ventas netas	743,8	922,6	24
Costo de ventas	(483,0)	(579,3)	20
Utilidad bruta	260,8	343,3	32
Gastos de comercialización	(12,0)	(8,8)	(27)
Gastos de administración	(77,2)	(81,0)	5
Otros egresos, netos	(17,7)	(0,6)	(97)
Resultados financieros, netos	(181,4)	(326,4)	80
Resultado antes del impuesto a las ganancias	(27,5)	(73,5)	167
Impuesto a las ganancias	(19,8)	(41,3)	109
Pérdida neta proveniente de operaciones que continúan	(47,2)	(114,8)	143
Operaciones discontinuadas
Pérdida proveniente de operaciones discontinuadas	(9,2)	(4,9)	(47)
Pérdida neta del ejercicio	(56,5)	(119,7)	112
Otros resultados integrales
Diferencia de cambio por conversión	55,4	138,2	149
Total de otros resultados integrales	55,4	138,2	149
Resultado integral total del ejercicio (pérdida/ganancia)	(1,1)	18,6	(1,791)

Ventas netas provenientes de operaciones que continúan

Las ventas netas provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fueron Ps. 922,6 millones, es decir, Ps. 178,8 millones o un 24% superiores a los Ps. 743,8 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, nuestras ventas físicas de electricidad fueron de 702 GW-hora, un incremento del 5% en comparación con 669 GW-hora en 2012. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestras Ventas netas provenientes de las operaciones que continúan por segmento para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 y 2012:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2013	Cambio (%)
	(en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
Ventas netas provenientes de operaciones que continúan	743,8	922,6	24
Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	549,7	664,5	21
Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	162,2	209,4	29
Comercialización de gas natural y capacidad de transporte	31,9	48,7	53

Generación de energía de fuentes convencionales: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones continuadas en el segmento de generación de energía de fuentes convencionales se incrementaron Ps.114,8 millones, o 21%, de Ps. 549,7 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 664,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a:

mayores ingresos denominados en Pesos como consecuencia del impacto de la devaluación promedio del 21% del Peso contra el Dólar Estadounidense sobre nuestras tarifas denominadas en dólares estadounidenses;
ingresos por capacidad puesta a disposición en la central térmica de Pinamar como resultado de la adquisición de los activos de generación de dicha central, que dio como resultado un incremento de Ps. 29,3 millones en nuestras ventas netas;
cambio en el mecanismo de recupero de gastos por combustibles líquidos (gas oil) en función de las liquidaciones de ventas efectuadas por CAMMESA en el marco de los nuevos PPA, que dio como resultado un incremento en las ventas netas de la sociedad equivalente al incremento de los costos de venta incurridos en el uso de gas oil; y
nuevos servicios adicionales facturados a CAMMESA bajo el Acuerdo Marco por poner a disposición para despacho parte de nuestras centrales térmicas en un menor tiempo, que dio como resultado Ps. 9,3 millones de ventas netas adicionales.

Estos incrementos resultaron parcialmente compensados por:

la disminución de las tarifas de capacidad y energía en el marco de los nuevos PPA para nuestras centrales térmicas de Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay y Las Armas I. Véase “Reducción de las Tarifas” de la presente sección; y
la disminución de ingresos en ciertas centrales térmicas causada por la indisponibilidad de la central como consecuencia de fallas de equipos durante varios meses de 2013. Véase “Factores que Afectan el resultado de nuestras operaciones” de la presente sección.

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron Ps. 47,2 millones, o 29%, de Ps. 162,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 209,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a:

mayores ingresos en Pesos como consecuencia del impacto de la devaluación del 21% del Peso contra el Dólar Estadounidense, conforme a nuestras tarifas denominativas del Dólar estadounidense;
un incremento de 282 GW-hora a 290 GW-hora en la energía despachada como resultado de la normalización de nuestras operaciones en el Parque Eólico Rawson en comparación con 2012, año en que sufrimos ciertas restricciones operativas durante los primeros meses de operaciones.

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: las ventas netas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en este segmento se incrementaron en Ps. 16,8 millones, o 53%, de Ps. 31,9 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 48,7 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a mayores ingresos en Pesos como resultado del impacto del 21% de la devaluación promedio del Peso contra el Dólar en las tarifas denominadas en dólares estadounidenses de la Sociedad.

Costo de ventas provenientes de operaciones que continúan

Costo de ventas provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue Ps. 579,3 millones, un incremento del 20% en comparación con los Ps. 483,0 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012.En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestros costos de Ventas provenientes de operaciones que continúan por segmento por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 y 2012:


	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2012	2013	Cambio (%)
	(Ps.$ en millones, a excepción de los porcentajes)
Costo de ventas provenientes de operaciones que continúan	483,0	579,3	20
Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales	412,9	485,2	18
Generación de energía eléctrica de fuentes renovables	57,2	78,5	37
Comercialización de gas natural y capacidad de transporte	12,9	15,6	21

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: los costo de ventas de la Sociedad provenientes de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales aumentó Ps. 72,3 millones, o 18%, de Ps. 412,9 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 485,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a:

los efectos de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses, principalmente atribuibles al consumo de gas natural;
el incremento de Ps. 57,5 millones en la depreciación de los activos fijos asignados al segmento de la generación de energía por fuentes convencionales de Ps. 114,0 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 171,5 millones para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, principalmente como resultado de la adquisición de ciertos activos de generación de energía eléctrica. Véase “Factores que Afectan el resultado de nuestras operaciones”;
cambios en los mecanismos para el recupero de combustibles líquidos (diesel) en función de las liquidaciones de ventas efectuadas por CAMMESA en el marco de los nuevos PPA cuya consecuencia fue un incremento de Ps.70,6 millones en nuestro costo de ventas; y
el incremento del gas natural y combustibles líquidos resultantes de mayores volúmenes adquiridos debido a la mayor energía nominal generada en nuestras centrales térmicas en 2013 en comparación con 2012. Utilizamos en total 202,7 millones de metros cúbicos de gas natural y 21.000 metros cúbicos de gas oil en 2013, en comparación con 171,4 millones de metros cúbicos y 47.000 metros cúbicos utilizados en 2012, respectivamente.

Estos incrementos resultaron mayormente compensados por los montos que ahorramos gracias a la adquisición de ciertos equipos de generación en cuatro de nuestras centrales térmicas y la resultante disminución de los cargos por alquileres de dichos equipos. Los ahorros totales de 2013 por sustituciones de alquileres y locaciones en estas cuatro centrales generadoras en comparación con 2012 ascendieron a Ps. 109,9 millones.

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: nuestro costo de ventas proveniente de operaciones que continúan en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentó Ps. 21,3 millones, o 37%, de Ps. 57,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 78,5 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente a:

un incremento Ps. 10,2 millones debido a un aumento de los gastos operativos principalmente para el Parque Eólico Rawson como resultado de la mejora de los servicios provistos y contratados con Vestas en relación a servicios adicionales y una mayor disponibilidad garantizada por nuestros equipos de generación eólica; y
el impacto negativo de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses, incluyendo el efecto en el incremento en gastos de operación y mantenimiento basados en nuestro contrato con Vestas.

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: el costo de ventas de la Sociedad proveniente de operaciones que continúan en este segmento aumentó Ps. 2,7 millones, o 21%, de Ps. 12,9 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012 a Ps. 15,6 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, debido principalmente al aumento de los volúmenes asociados al aumento de ventas y al impacto de la devaluación de la moneda sobre los costos denominados en dólares estadounidenses.

Gastos de comercialización provenientes de operaciones que continúan

Los gastos de comercialización provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fueron de Ps. 8,8 millones, una disminución del 27% en comparación con los Ps. 12,0 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, debido principalmente al decrecimiento de impuestos relacionados con ventas y otros gastos denominados en pesos debidos en el 2013 al entorno de inflación general.

Gastos administrativos provenientes de operaciones que continúan

Los gastos administrativos provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fueron Ps. 81,0 millones, un incremento del 5% en comparación con los Ps. 77,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Este incremento se debió principalmente al aumento de los salarios y pagos de cargas sociales como consecuencia del entorno de inflación general y a la incorporación de nuevo personal (principalmente gerentes senior). El incremento de los gastos fue parcialmente compensado por un menor número de servicios profesionales tercerizados, menores honorarios pagados a nuestro directorio y menores gastos por alquileres, entre otras reducciones de gastos operativos.

Otros egresos provenientes de operaciones que continúan

Los otros egresos provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 ascendieron a Ps. 0,6 millones, representando una disminución de Ps. 17,1 millones en comparación con egresos por Ps. 17,7 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Esta disminución de los gastos se debió principalmente a un gasto registrado en 2012 por Ps. 28 millones que incluye, (i) Ps. 9,7 millones en relación al cambio de estimación de la provisión correspondiente a ejercicios anteriores, por energía eléctrica pendiente de facturación en relación a las centrales térmicas de Matheu, Pinamar y Bragado, derviados del nuevo precio por capacidad en firme establecido por el Acuerdo Marco, y (ii) Ps. 18,3 millones en relación a los costos adicionales acordados con Proenergy Services International Inc. en relación al contrato de servicios de mantenimiento ya expirado.

Resultados financieros provenientes de operaciones que continúan

Los resultados financieros provenientes de operaciones que continúan por el ejercicio finalizado el 31 de diciembrede 2013 fueron de Ps.326,4 millones, un incremento del 80% en comparación con los Ps. 181,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Este incremento se debió principalmente a (i) aumento en el interés acumulado en relación al nuevo endeudamiento atribuible a la emisión de las Obligaciones Negociables Serie XI, XII y XIII por un monto de capital de U$S 35,0 millones, U$S 15,0 millones y U$S 25,0 millones, respectivamente, y el desembolso del préstamo sindicado por $ 204,5 millones; y (ii) los efectos causados por la devaluación del Peso contra el Dólar Estadounidense sobre en nuestros activos y pasivos netos denominados en Pesos, resultando en una pérdida contable de Ps. 57,7 millones.

Impuesto a las ganancias provenientes de operaciones que continúan

Los cargos por impuesto a las ganancias por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 ascendieron a Ps. 41,3 millones, un incremento del 109% en comparación con los Ps. 19,8 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Este incremento se debió principalmente a la pérdida por la baja de un quebranto impositivo de Ps. 30,8 millones con vencimiento en 2014 que probablemente no sea utilizado, en comparación con un cargo similar de Ps. 10,2 millones registrado durante el 2012.

Pérdida neta del período proveniente de operaciones que continúan

Nuestra pérdida neta por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 por operaciones continuadas fue Ps. 114,8 millones, en comparación con la pérdida neta de Ps. 47,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, principalmente atribuible a: (i) un incremento de los resultados financieros, neto, ocasionado a su vez por el nuevo endeudamiento y el efecto adverso de la fluctuación del tipo de cambio sobre los activos financieros netos denominados en Pesos; y (ii) un incremento del cargo por impuesto a las ganancias que compensó el aumento de la ganancia bruta de Ps. 82,5 millones, de Ps. 260,8 millones en 2012 a Ps. 343,3 millones en 2013.

Pérdida proveniente de operaciones discontinuadas

Nuestra pérdida proveniente de operaciones discontinuadas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue Ps. 4,9 millones, una disminución del 47% en comparación con la pérdida neta de Ps.9,2 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, debido principalmente al menor impacto negativo de nuestra actividad de transporte de gas natural y nuestras unidades de distribución de gas que fueron discontinuadas al 23 de marzo de 2012 y 1° de mayo de 2013, respectivamente, y que no deberían tener impacto contable adicional en los futuros años.

Otros resultados integrales

Los otros resultados integrales ascendieron a $ 138,2 millones y principalmente incluyen las diferencias de cambio relacionadas al proceso de conversión de la moneda funcional (Dólares estadounidenses) a la moneda de presentación (Pesos argentinos) de la Empresa y las relacionadas con inversiones en empresas con monedas funcionales distintas a los dólares estadounidenses. Dichos resultados se incrementaron en 149% respecto del año anterior principalmente como resultado de una mayor depreciación del peso respecto del dólar.

Total de resultados (ganancia/pérdida) integrales del ejercicio

Los resultados integrales del período finalizado el 31 de Diciembre de 2013 fueron de 18,6 millones de pesos en comparación con la pérdida de Ps. 1,1 millones del mismo período en el 2012, principalmente como resultado del aumento de las diferencias de cambio de Ps. 82,8 millones que fueron parcialmente compensado con un incremento de la pérdida neta del ejercicio de Ps. 63,2 millones por dicho período.

Liquidez y Recursos de capital

Nuestros requerimientos de capital obedecen principalmente a:

la necesidad de solventar costos de operación y mantenimiento relativos a nuestros activos operativos;
la necesidad de afrontar inversiones en bienes de capital en relación con la construcción de nuevos activos de generación eléctrica o con el mejoramiento de nuestros activos operativos existentes; y
la necesidad de realizar pagos por servicios de deuda.

Nuestras fuentes principales de liquidez y recursos de capital son:

los fondos generados por nuestras actividades operativas, principalmente la generación de energía eléctrica;
los ingresos financieros provenientes de la inversión de nuestro efectivo y de nuestros fondos disponibles; y
el acceso a los mercados de capitales de deuda argentinos y, en menor medida, al mercado de deuda bancaria.

Flujo de Efectivo

En la siguiente tabla se consignan nuestro flujo de efectivo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014:


		31 de diciembre de
	2012	2013	2014
	(Ps. en millones)
Flujo de Efectivo generado por (aplicado a):
Actividades operativas	173,4	240,6	453,7
Actividades de inversión	(200,4)	(448,1)	(231,7)
Actividades de financiación	19,0	331,6	(160,3)
Incremento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo	(8,0)	124,1	61,8

Efectivo Generado por Actividades Operativas

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014 y 2013

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 y 2012

Los factores más significativos en la generación de nuestro flujo de efectivo proveniente de actividades operativas son los ingresos de nuestra actividad de generación eléctrica, tanto de fuentes convencionales como renovables. El efectivo generado por actividades operativas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue de Ps. 240,6 millones, en comparación con Ps. 173,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. El incremento de los fondos generados por actividades operativas se debieron a una reducción en nuestros requerimientos de capital de trabajo como resultado de: (i) el cobro de ciertas cuentas a cobrar debido a la formalización de acuerdos contractuales para nuestro segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales, que dio como resultado un incremento de Ps. 122,7 millones en nuestro flujo de efectivo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013; y (ii) un incremento de Ps. 234,1 millones en cuentas a pagar en 2013 derivado de compras de gas natural a ENARSA, parcialmente compensado por un incremento en cuentas a cobrar como consecuencia de demoras en las cobranzas de CAMMESA, ENARSA y la provincia del Chubut, y al impacto negativo de la devaluación de la moneda sobre el monto de cuentas a cobrar generadas por nuestras ventas de electricidad. El incremento en el flujo de efectivo de actividades operativas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue parcialmente compensado por Ps. 31,5 millones de ingresos no cobrados y retenidos en relación al Cargo Fondo de Inversión.

Efectivo aplicado a Actividades de inversión

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012

El efectivo aplicado a actividades de inversión por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue de Ps. 448,1 millones, en comparación con Ps. 200,4 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. Los principales factores que afectaron la aplicación de efectivo a actividades de inversión durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2013 corresponden principalmente a la adquisición de bienes de uso por Ps. 439,5 millones principalmente relacionados con (i) el incremento de inversiones de capital debido a la adquisición de equipos para nuestras centrales térmicas de Olavarría, Concepción del Uruguay y Las Armas, y (ii) el pago del arrendamiento financiero con Sullair Argentina S.A. para la adquisición de los equipos para nuestra central térmica de Pinamar.

Efectivo Generado (utilizado) por Actividades de Financiación

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014 y 2013

Los fondos netos aplicados a las actividades de financiación en el ejercicio 2014 totalizan $ 160,3 millones, en comparación con los $ 331,6 millones generados en el ejercicio 2013. Esta evolución se debe a que durante el periodo 2014 se realizaron pagos correspondientes a cuotas capital de las Obligaciones Negociables Clase II, Clase III y Clase XII, a la recompra de la ON XII por un valor de $ 60,5 millones y el pago de diversas deudas financieras bancarias. Asimismo se efectivizó la colocación de la Obligación Negociable Clase XIV por un total de USD 25 millones. Con respecto a la actividad de financiación del periodo 2013, la misma, estuvo concentrada principalmente en la emisión de las Obligaciones Negociables Clase XI por valor de USD 35 millones, Clase XII por valor de USD 15 millones, Clase XIII por un valor de USD 25 millones y el desembolso de un préstamo sindicado por $ 204,5 millones otorgado por Banco Itaú Argentina S.A., Banco Macro S.A., Banco de la Nación Argentina y Standard Bank Argentina S.A. (ahora Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.). Por otra parte se repagó el capital de la ON Clase VIII por valor de $ 90 millones.

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2013 y 2012

El efectivo generado por actividades de financiación por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013 fue de Ps. 331,6 millones, en comparación con Ps. 19,0 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012. El incremento de los fondos generados por las actividades de financiación para este período se debieron a la emisión de Obligaciones Negociables Clase XI por U$S 35 millones, Obligaciones Negociables Clase XII por U$S 15 millones, Obligaciones Negociables Clase XIII por U$S 25 millones y el desembolso del Préstamo Sindicado por Ps. 204,5 millones (monto bruto). Este incremento en los fondos generados por las actividades de financiación fue compensado parcialmente por el pago de las Obligaciones Negociables Clase VIII, otros instrumentos de deuda negociables, las primeras dos cuotas del Préstamo Sindicado y otra deuda financiera.

Inversiones en bienes de capital

Confiamos principalmente en la generación de nuestro propio flujo de efectivo proveniente de las operaciones y financiación de los mercados de capital de deuda argentinos y, en menor medida, de bancos comerciales locales para financiar nuestro plan de inversiones en bienes de capital y satisfacer nuestras necesidades de capital de trabajo.

Nuestras principales inversiones en bienes de capital desde 2009 se han relacionado con el desarrollo de nuestra unidad de negocios de generación eléctrica, que incluyó la instalación de una capacidad de 280 MW de generación térmica que comprende nuestras centrales térmicas y el Parque Eólico Rawson, con una capacidad combinada de 77,4 MW. De acuerdo con nuestro plan de inversiones en bienes de capital en vigencia a la fecha de este prospecto, anticipamos que haremos inversiones en bienes de capital de hasta aproximadamente U$S 385 millones del 2014 al 2019 de los cuales aproximadamente U$S 105 millones serían invertidos en el desarrollo de nuestros proyectos eólicos actualmente en construcción, aproximadamente U$S 210 millones en nuevos proyectos térmicos como parte de los compromisos asumidos bajo el Acuerdo Marco, y aproximadamente U$S 70 millones en tareas de mantenimiento y adquisición de nuevos equipos con miras a maximizar la disponibilidad de nuestras centrales térmicas existentes.

4. Investigación y Desarrollo

Con el objetivo de generar soluciones sustentables, creativas e inteligentes en el sector energético, la Compañía invierte importantes recursos para la investigación y el desarrollo de nuevos proyectos orientados a la generación de energía eléctrica, particularmente a partir de fuentes renovables. Con la visión de ser un actor líder en la transformación de la matriz energética, la Compañía busca crear valor para sus accionistas, sus empleados y la comunidad en general, sobre la base de los valores de sustentabilidad, el respeto por las personas, el espíritu emprendedor y la eficiencia.

En particular, la Dirección de Proyectos y Obras de la Compañía lleva adelante el estudio y desarrollo de nuevos proyectos energéticos a través de:

la búsqueda y análisis de emplazamientos estratégicos;
la realización de campañas de medición del recurso eólico en diversas locaciones;
el análisis de las distintas tecnologías del mercado; y
el estudio acerca de la viabilidad económica y financiera de los nuevos proyectos.

Se detalla a continuación el monto invertido en los últimos tres ejercicios por la Sociedad:


31/12/2012	31/12/2013	31/12/2014

$ 14.433.292	$ 16.469.267	$ 10.713.514,27

Política del Sistema Integrado de Gestión (Calidad, Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente)

Genneia S.A., empresa líder en el desarrollo de energías sustentables, conduce sus actividades basadas en un Sistema Integrado de Gestión (SIG) que comprende la Calidad, Seguridad, Salud Ocupacional y el Medio Ambiente.

La Sociedad gestiona las actividades y establece sus objetivos y metas estratégicas a los fines de medir su desempeño y así lograr la mejora continua, de manera consciente y comprometida con:

la Calidad, a partir de procesos eficientes y bajo un sistema de controles activos y auditorías que permitan mejorar de manera continua el SIG, con el propósito de satisfacer las necesidades de nuestros clientes, colaboradores, proveedores y accionistas.
el Medio Ambiente, fomentando la prevención de la contaminación y minimizando el impacto ambiental de las operaciones; promoviendo el uso de energías renovables y el desarrollo sustentable.
la Seguridad y la Salud Ocupacional, eliminando, minimizando y fomentando la prevención de los riesgosde los colaboradores y partes interesadas expuestos a peligros asociados con la actividad.
el cumplimiento de la legislación y las normativas vigentes que regulan la actividad y de otros requisitos que se suscriban voluntariamente, exigiendo a otras partes involucradas en el mismo sentido.

Genneia obtuvo la primera certificación de su sistema de gestión ambiental y de su sistema de gestión de la salud y la seguridad en el trabajo bajo las normas ISO 14.001 y OHSAS 18.001 con alcance a sede administrativa de la Sociedad y las centrales térmicas de Matheu, Bragado, Olavarría, Pinamar, Las Armas I y II, Paraná y Concepción del Uruguay, el 4 de febrero de 2014 por parte de la entidad certificadora TÜV Rheinland. Dichas certificaciones tienen alcance “Disponibilidad y generación de energía eléctrica”.

En el transcurso de 2014, se extendió el alcance de las certificaciones al PER.

Este hito continúa demostrando el compromiso de Genneia con el medio ambiente y la salud y seguridad de las personas.

4. Endeudamiento

Créditos y financiaciones

En la siguiente tabla se consigna un resumen de nuestra deuda financiera al 31 de diciembre de 2012, 2013 y 2014.


	31 de diciembre de
	2012	2013	2014
	(en miles de Ps.)
Préstamos corrientes
Obligaciones negociables Clase II	49.223	69.116	97.922
Obligaciones negociables Clase III	48.002	71.284	103.046
Obligaciones negociables Convertibles	-	-	-
Obligaciones negociables Convertibles Clase V	11.275	14.749	445.584
Obligaciones negociables Clase VI	592	899	22.565
Obligaciones negociables Clase VII	592	791	22.423
Obligaciones negociables Clase VIII	90.974	-	-
Obligaciones negociables Clase XI	-	617	200.637
Obligaciones negociables Clase XII	-	31.766	44.878
Obligaciones negocibales Clase XIII………………………………………………	-	(720)	1.226
Obligaciones negocibales Clase XIV……………………………………………….	-	-	1.308
Otros préstamos bancarios, préstamos de Partes Relacionadas y giro en descubierto	82.093	127.975	152.740
Leasings	982	47.568	327
Total de préstamos corrientes	283.733	364.045	1.092.656
Préstamos no corrientes
Obligaciones negociables Clase II	275.032	299.656	277.218
Obligaciones negociables Clase III	275.738	294.659	282.558
Obligaciones negociables Convertibles Clase V	241.743	322.683	322.683
Obligaciones negociables Clase VI	12.295	16.303	-
Obligaciones negociables Clase VII	12.295	16.303	-
Obligaciones negociables Clase XI	-	226.954	99.527
Obligaciones negociables Clase XII	-	64.718	-
Obligaciones negocicables Clase XIII		161.282	212.739
Obligaciones negocibales Clase XIV	-	-	211.850
Otros préstamos bancarios y préstamos de Partes	79.225	218.938	119.856
Leasings	1.054	27.085	-
Total préstamos no corrientes	897.382	1.648.580	1.203.748
Total financiaciones (1)	1.181.115	2.012.625	2.296.404
(1) El Total de Financiaciones incluye los préstamos corrientes y no corrientes.
Para información adicional en materia de deuda, véase “Descripción de la Deuda”.

Obligaciones contractuales

En la siguiente tabla se resumen las principales obligaciones contractuales de la Sociedad al 31 de diciembre de 2014, así como los vencimientos de dichas obligaciones:


	Pagos adeudados por período
	Menos de 1 año	1 a 3 años	Más de 3 años	Total
	(Ps. en millones)
Préstamos(1)	144,8	109,7	10,2	264,7
Bonos locales(2)	910,3	870,1	213,8	1.994,2
Intereses a pagar(3)	31,3	-	-	31,3
Acuerdo de Operación y Mantenimiento con Vestas (4)	56,5	54,3	-	110,8
Otros(5)	6,2	-	-	6,2
Monto total de las obligaciones Contractuales	1.149,1	1.034,1	224,0	2.407,2

1. Incluye deudas bancarias y financieras.
1. Incluye obligaciones clase II, III, V, VI, VII, XI, XII, XIII y XIV.
1. Incluye intereses variables calculados en función de préstamos bancarios y obligaciones negociables locales.
1. Incluye 3 acuerdos con Vestas Argentina S.A., Vestas Chile Turbinas Eólicas limitada y Vestas Northem Europe A/S, todos los cuales vencen el 31 de diciembre de 2017. 2. Incluye pagos de equipamiento en el marco de contratos de provisión de turbinas y esquemas de financiación extendida por el proveedor.

Revelaciones cuantitativas y cualitativas sobre riesgos de mercado

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.

Exposición de la Tasa de Interés. Al 31 de diciembre de 2014, el 90,3% de nuestras obligaciones de deuda consolidadas fueron emitidos a una tasa de interés fija , mientras que el 9,7% restante fueron emitidos a tasas de interés variables, en su mayoría sobre la base de BADLAR modificado. Por lo tanto, no tenemos una exposición materioal frente a los cambios en las tasas de interés.

La gestión del riesgo de divisas. Al 31 de diciembre de 2014 nuestra deuda por préstamos consolidada denominada en dólares ascendía a la suma de US$ 249,4 (ver “Endeudamiento”). La Sociedad estiama que una variación del 10% en el tipo de cambio de pesos frente al Dólar estadounidense considerando Ps. 8,551 por US$ 1 como tipo de cambio al 31 de diciembre de 2014 podrá dar lugar a una variación de aproximadamente Ps. 213,2 millones de la deuda de la Sociedad denominada en Dólares estadounidenses. Además, una gran parte de los costos de operación de la Sociedad se encontraban denominados en Dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2014. Sin embargo el negocio de la Sociedad se encuentra asegurado a largo plazo desde que sustancialmente todos los ingresos de la Sociedad se encuentran denominados en la misma moneda (Véase “3. Información Clave sobre la Sociedad”), que le permite a la Sociedad usar Dólares estadounidenses como moneda funcional por propósitos contables (Véase “8. Presentación de Información Contable”).

Gestión del riesgo cambiario

Genneia realiza transacciones denominadas en monedas distintas a la moneda funcional, 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.

Al 31 de diciembre de 2014, aproximadamente el 93,1% de nuestra deuda por préstamos consolidada estaba denominado en Dólares estadounidenses (ver "5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera. 4. Endeudamiento"). En ese sentido, estimamos que una variación del tipo de cambio del Peso contra el Dólar estadounidense del 10% daría como resultado una variación de aproximadamente Ps. 214,3 millones en nuestra deuda consolidada denominada en dólares estadounidenses. Además, a esa misma fecha, aproximadamente el 70% de nuestros costos operativos también se encontraba denominado en dólares estadounidenses. Sin embargo, nuestro negocio se encuentra naturalmente cubierto porque sustancialmente todos nuestros ingresos se encuentran denominados en la misma moneda, y ello nos permitió usar dólares estadounidenses como moneda funcional con fines contables.

Gestión del riesgo en las tasas de interés

Genneia y sus sociedades controladas realizan 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 31 de diciembre de 2014, aproximadamente el 90,3% de nuestras obligaciones de deuda consolidadas se habían emitido a una tasa de interés fija en tanto que las restantes 9,7% habían sido emitidas a tasas de interés variables, mayormente basadas en la BADLAR. Por lo tanto, nuestra exposición a los cambios de las tasas de interés no es sustancial.

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, los cuales determinan que, nuestros precios no se encuentran afectados significativamente por las oscilaciones de los precios de mercado en el corto plazo.

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.

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, con tarifas dolarizadas, las que son liquidadas en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta; la diferencia de cambio generada hasta la fecha de efectivo cobro, se encuentra en proceso de negociación con ENARSA y CAMMESA para su regularización, y los efectos de dicha negociación serán reconocidos en el ejercicio en que se cierre el correspondiente acuerdo entre las partes.

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. La Gerencia de la Sociedad ha iniciado un proceso de conciliación de los saldos con ENARSA para proceder a la cancelación de activos y pasivos de antigua data.

Acuerdos que no requieren registración contable (off balance sheet arrangements)

Salvo por las garantías de cumplimiento descriptas en “Seguros de Caución” en la sección 5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” y el compromiso de inversión descripto en la sección “4. Información sobre la Sociedad. III. Unidades de Negocios. 1. Unidad de Negocios de Generación de Energía Eléctrica de fuentes convencionales. Proyecto de Nuevas Centrales de Energía Térmica”, no contamos con acuerdos que no requieren registración contable (off balance sheet arrangements) a la fecha de este prospecto.

Obligaciones Negociables Clase II y Clase III

Con el objetivo de financiar parcialmente la ejecución del Proyecto Eólico Rawson y cancelar las Obligaciones Negociables Clase I (Series I y II), la Compañía emitió el 18 de noviembre de 2010 las Obligaciones Negociables Clase II y las Obligaciones Negociables Clase III en el marco del Programa de Genneia para la emisión de Obligaciones Negociables (las “ON Clase II” y las “ON Clase III”, respectivamente).

Las ON Clase II y las ON Clase III fueron emitidas por la suma de U$S 79.757.019 y U$S 77.179.200, respectivamente. Están denominadas en dólares estadounidenses y son pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable en cada fecha de amortización o pago de intereses. Se trata de obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, con garantía especial y no subordinadas. Las ON Clase II fueron suscriptas e integradas en especie mediante la entrega de las Obligaciones Negociables Clase I emitidas bajo el Programa Global.

A efectos de la suscripción e integración de las ON Clase II, las Obligaciones Negociables Clase I Serie I y II han sido valuadas a su Valor de Canje a la fecha de emisión en la suma total de U$S 72.210.918 y U$S 9.731.840 respectivamente, resultante del valor nominal residual de capital de Obligaciones Negociables Clase I en circulación a la fecha de emisión. En consecuencia, por cada U$S 1 de Valor de Canje de las Obligaciones Negociables Clase I, se adjudicó U$S 1 de valor nominal de capital de Obligaciones Negociables Clase II. Los intereses de las Obligaciones Negociables Clase I devengados que se encontraban pendientes de pago en la fecha de emisión por la suma de U$S 4.320.785 y U$S 582.311, fueron abonados por la Sociedad en la fecha de emisión.

El capital no amortizado de las ON Clase II devenga intereses compensatorios (a) entre la Fecha de Emisión y la primera Fecha de Amortización, a una tasa fija del 14% nominal anual, y (b) desde el día inmediato siguiente a la primera Fecha de Amortización y hasta la Fecha de Vencimiento Final, a una tasa fija equivalente al 11% nominal anual.

Las ON Clase II se destinaron íntegramente a la cancelación de la totalidad de las Obligaciones Negociables Clase I en circulación a la Fecha de Emisión que se hayan entregado en canje de las ON Clase II. Por consiguiente no recibió fondos en efectivo por la emisión de las ON Clase II.

Las ON Clase III fueron suscriptas e integradas en pesos calculados al tipo de cambio directamente por los inversores en la Fecha de Emisión y han sido acreditadas en sus respectivas cuentas de Caja de Valores S.A.

El capital no amortizado de las ON Clase III devenga intereses compensatorios, desde la fecha de emisión hasta la fecha de vencimiento final, a una tasa fija equivalente al 11% nominal anual.

El producido neto de la emisión de las ON Clase III fue destinado a financiar parcialmente los proyectos de la Sociedad para la construcción, instalación, puesta en marcha, operación y mantenimiento del Parque Eólico Rawson II (30MW) adjudicados en el marco de la Licitación Pública Nacional e Internacional ENARSA Genren 001/2009, y a financiar inversiones en otros activos no financieros destinados a otros proyectos de generación de energía eléctrica y/o a cancelar pasivos, impuestos, honorarios y/o gastos contraídos por la Sociedad en relación a dichos proyectos.

Las ON Clase II y las ON Clase III tienen como fecha de vencimiento final el 30 de septiembre de 2017, y cuentan con un período de gracia desde la fecha de emisión y hasta el 30 de marzo de 2012 (excluyendo dicha fecha) (el “Período de Gracia”), durante el cual no se efectuarán amortizaciones de capital.

Los intereses fueron pagados (a) durante el Período de Gracia, mensualmente, en forma vencida, y (b) una vez transcurrido el Período de Gracia, trimestralmente en forma vencida, en cada Fecha de Amortización de capital.

La amortización del capital se efectuará mediante 23 pagos trimestrales y consecutivos. A partir del primer pago con vencimiento el día 30 de marzo de 2012, los pagos subsiguientes se efectuarán trimestralmente en forma vencida el día 30 de los meses de marzo, junio, septiembre y diciembre, de acuerdo al siguiente cronograma de pagos:

Pago de Amortización - Número	Porcentaje del Valor Nominal de las Obligaciones Negociables Clase II y III a ser amortizado en cada uno de dichos pagos de Amortización de Capital
1 a 8	3,25%
9 y 10	3,50%
11 a 14	3,75%
15 a 18	4,25%
19 y 20	4,75%
21 y 22	6,25%
23	13,00%

Garantías de las Obligaciones Negociables Clase II y III y principales términos y condiciones

Las ON Clase II y las ON Clase III se encuentran garantizadas por dos fideicomisos y por una prenda con registro, en primer grado de privilegio por un valor de capital garantizado de U$S 44,3 millones sobre 4 turbinas TM 2500, que comprenden nuestras plantas de energía térmica Matheu y Paraná de propiedad de la Sociedad adquiridas a GE Packaged Power Inc.

El primer fideicomiso, llamado fideicomiso en garantía constituido en virtud del Contrato Modificado de Fideicomiso en Garantía de fecha 4 de noviembre de 2010, en los términos de la Ley N° 24.441- cuenta como bienes fideicomitidos:

(i) la cesión fiduciaria de los derechos de cobro contra CAMMESA y ENARSA provenientes de los fondos generados por la potencia puesta a disposición y la generación de las centrales térmicas en aquella potencia contratada con anterioridad al 31 de octubre de 2010. El monto de dicha cesión es el suficiente para cubrir el pago de intereses –por la suma de U$S 1.765.532- durante el período de gracia y a partir del mes de octubre 2011 por el monto suficiente para cancelar el interés más la amortización del capital –calculada en la suma de U$S 2.942.554. CAMMESA también fue notificada por el fiduciario para que deposite los fondos generados por los Parques Eólicos Rawson I y II hasta la cancelación total de las ON Clase II y las ON Clase III, mientras que el flujo de fondos de las centrales térmicas ha sido liberado en su totalidad a favor de la Sociedad, dado que se han cumplido ciertos hitos demostrativos de la plena habilitación comercial y funcionamiento continuado de los Proyectos Rawson I y Rawson II;

(ii) la cesión fiduciaria de los derechos de cobro del Fideicomiso BICE provenientes de la garantía líquida a ser constituida por CAMMESA en forma mensual por el 5% de las sumas que ENARSA liquide mensualmente por la totalidad de los contratos suscriptos con la Sociedad por los Proyectos Rawson I y Rawson II, hasta tanto se haya alcanzado un monto equivalente al 10% de la totalidad de las obligaciones futuras asumidas por ENARSA bajo dichos contratos.

(iii) la cesión fiduciaria de los derechos de cobro del Fideicomiso BICE constituidos por el aval del Tesoro Nacional de acuerdo a los términos de la Ley 26.546 (Ley Presupuesto de Gastos y Recursos de la Administración Nacional para el ejercicio 2010) y modificado por el Decreto N° 949/2010.

El segundo fideicomiso, llamado fideicomiso en garantía ante un incumplimiento, recibirá la totalidad de los pagos que efectúe CAMMESA en caso de que se declare un incumplimiento de las ON Clase II y las ON Clase III. El fiduciario de este fideicomiso pagará los gastos operativos del proyecto y el remanente será aplicado a la cancelación anticipada de las ON. Se debe destacar que, en caso de que se declare un incumplimiento, los fondos existentes a esa fecha en el fideicomiso en garantía se aplicarán al pago anticipado de las obligaciones negociables y no serán transferidos al fideicomiso en garantía ante un incumplimiento.

La cesión de los derechos a los fideicomisos en garantía en relación a los Proyectos Rawson I y Rawson II tendrá vigencia hasta que Genneia haya cumplido con la totalidad de las obligaciones garantizadas, mientras que la cesión de los derechos a los fideicomisos en garantía en relación a los contratos de ciertas centrales térmicas ha sido liberado dado que se han cumplido ciertos hitos demostrativos de la plena habilitación comercial y funcionamiento continuado de los Proyectos Rawson I y Rawson II, conforme lo arriba señalado.

En relación con las obligaciones negociables, se han acordado ciertas cláusulas restrictivas y eventos de incumplimiento, incluyendo, entre otras: a) Limitación en cambio del negocio, b) Mantenimiento de la existencia corporativa de la Sociedad, c) Ciertas limitaciones a fusiones, escisiones, etc., d) Mantenimiento del rango de las obligaciones negociables con respecto a cualquier otra deuda no subordinada de la emisora, e) ciertas limitaciones a la venta de activos, f) ciertos compromisos para el mantenimiento de bienes, g) ciertas limitaciones a incurrir en nuevos endeudamientos, h) ciertas limitaciones a las transacciones con partes relacionadas, i) ciertas limitaciones a realizar inversiones, j) ciertas limitaciones en el otorgamiento de gravámenes, k) mantenimiento de garantías, l) ciertas limitaciones a la distribución de dividendos, m) ciertos compromisos a la ausencia de restricciones de pago por parte de las sociedades controladas, n) mantenimiento de seguros, o) cumplimiento de contratos de las centrales térmicas (hasta el momento de cumplimiento de ciertos hitos demostrativos de la plena habilitación comercial y funcionamiento de los Proyectos Rawson I y Rawson II y de contratos del proyecto Rawson I y Rawson II, p) cumplimiento de leyes, permisos y cuestiones ambientales, q) cumplimiento de deberes de información y notificación de hechos relevantes, r) cierta limitaciones a reformar los contratos del proyecto.

Ante la ocurrencia de un Evento de Incumplimiento, y en cualquier momento a partir de entonces mientras continúe dicho Evento de Incumplimiento, el Agente de Fiscalización deberá, actuando según instrucciones de Tenedores de por lo menos el veinticinco por ciento (25%) del valor nominal total en circulación de las ON Clase II y las ON Clase III, mediante notificación escrita a la Sociedad, declarar a las ON Clase II y las ON Clase III que se encontraren pendientes de pago como obligaciones de plazo vencido y exigibles en su totalidad (o parcialmente, en cuyo caso cualquier capital no declarado como obligación de plazo vencido y exigible, podrá ser declarado tal a partir de entonces si dicho Evento de Incumplimiento no es subsanado o renunciado), y por lo tanto, las ON Clase II y las ON Clase III se tornarán inmediatamente exigibles y pagaderas, junto con los intereses devengados, y toda comisión y cualquier otra obligación de la Sociedad asumida en virtud de las ON Clase II y las ON Clase III y/o bajo las Garantías sin necesidad de presentación para el pago, interposición de demanda, protesto u otra notificación de cualquier naturaleza. Ante la ocurrencia y mientras continúe cualquiera de los Eventos de Incumplimiento, relacionados con la formación de concurso preventivo de acreedores o la declaración de quiebra por parte de la Sociedad o si la Sociedad iniciara procedimientos para un acuerdo preventivo extrajudicial en los términos de la legislación concursal, la totalidad de las sumas adeudadas bajo las ON Clase II y las ON Clase III pendientes de pago en esa oportunidad se considerarán inmediatamente vencidas y exigibles en forma automática y sin necesidad de declaración u otra acción por parte del Agente de Fiscalización o cualquiera de los Tenedores.

Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles Clase V

Con fecha 25 de agosto de 2011, la Compañía emitió obligaciones negociables privadas convertibles en acciones preferidas, subordinadas (las “Obligaciones Negociables Subordinadas”), denominadas y pagaderas en Dólares.

El valor nominal de emisión fue por U$S 50.000.000. Las Obligaciones Negociables Subordinadas fueron originalmente suscriptas por Fintech.

Las Obligaciones Negociables Subordinadas fueron emitidas de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables y están subordinadas a las ON Clase II y las ON Clase III con oferta pública emitidas por la Compañía, conforme a los términos de subordinación previstos en las condiciones de emisión de éstas últimas.

Las Obligaciones Negociables Subordinadas serán convertibles, a opción del tenedor, en caso de acaecimiento y subsistencia de ciertos eventos de incumplimiento, en una cantidad tal de acciones preferidas clase A que, luego de la conversión total de las Obligaciones Negociables Subordinadas, las acciones preferidas clase A representen el 51% del total de las acciones de la Compañía en circulación con posterioridad a su emisión y el 51% del total de los votos en las asambleas generales de la Compañía. Las Obligaciones Negociables Subordinadas contienen compromisos y eventos de incumplimiento relacionados principalmente con el incumplimiento de pagos de capital o intereses al vencimiento, incluyendo el incumplimiento de pago de alguna de las deudas a las cuales se encuentra subordinada.

De acuerdo a los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables Subordinadas, la Compañía tiene limitaciones para aumentar su capital o de otra manera modificar los derechos de voto, salvo en el supuesto de aumento de capital para la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas en acciones preferidas.

El capital de las Obligaciones Negociables Subordinadas devenga un interés a una tasa fija nominal anual del 13,75%. Los intereses se pagan anualmente desde el 25 de febrero de 2012. El capital será pagadero en una única cuota con vencimiento el 30 de diciembre de 2015 y podrá ser pre cancelado a opción de la Compañía con anterioridad a dicha fecha.

Los fondos obtenidos de la emisión se utilizaron para la adquisición de bienes de uso y bienes de cambio.

Las Obligaciones Negociables Subordinadas se encuentran garantizadas por los accionistas de la Sociedad mediante una prenda en primer grado de privilegio sobre la totalidad de sus acciones en Genneia.

Con fecha 12 de octubre de 2011, se celebró una asamblea de tenedores de Obligaciones Negociables Subordinadas a fin de modificar ciertos términos y condiciones relacionados con la transferencia de las Obligaciones Negociables Subordinadas.

A la fecha del presente Prospecto, los tenedores de las Obligaciones Negociables Subordinadas son Standard Bank Plc (U$S 32.800.000), Macro Bank Ltd. (U$S 16.533.334) y el Sr. Delfín Jorge Ezequiel Carballo (U$S 666.666).

Obligaciones Negociables Clase VI

Con fecha 25 de agosto de 2011, la Compañía emitió en forma solidaria con Genneia Desarrollos una obligación negociable privada simple, no convertible en acciones, por la suma de U$S 2.500.000 (la “Obligación Negociable Clase VI”), denominada y pagadera en Dólares, suscripta íntegramente por Fintech y desembolsada a Genneia Desarrollos.

Los fondos obtenidos de la emisión se utilizaron para la adquisición de bienes de uso y bienes de cambio.

El capital de la Obligación Negociable Clase VI devenga un interés a una tasa fija nominal anual de 13,75%. Los intereses se pagan semestralmente desde el 25 de febrero de 2012. El capital será pagadero en una única cuota con vencimiento el 30 de diciembre de 2015 y podrá ser precancelado a opción de Genneia Desarrollos con anterioridad a dicha fecha.

Con fecha 19 de marzo de 2012 la Sociedad se notificó mediante comunicación en los términos del artículo 215 de la Ley de Sociedades de la cesión de la totalidad de los derechos de Fintech Energy LLC a favor de Standard Bank PLC.

La Obligación Negociable Clase VI se encuentra garantizada mediante una garantía personal de Fides y una prenda en primer grado de privilegio sobre la totalidad de sus acciones en Genneia.

Obligaciones Negociables Clase VII

Con fecha 25 de agosto de 2011, la Compañía emitió en forma solidaria con Genneia Desarrollos una obligación negociable privada simple, no convertible en acciones, por la suma de U$S 2.500.000 (la “Obligación Negociable Clase VII”), denominada en Dólares y pagadera en Pesos al tipo de cambio aplicable a la fecha de pago de capital o intereses, suscripta íntegramente por Banco Macro y desembolsada a Genneia Desarrollos.

Los fondos obtenidos de la emisión se utilizaron para la adquisición de activos fijos.

El capital de la Obligación Negociable Clase VII devenga un interés a una tasa fija nominal anual de 13,75%. Los intereses se pagan semestralmente desde el 25 de febrero de 2012. El capital será pagadero en una única cuota con vencimiento el 30 de diciembre de 2015 y podrá ser precancelado a opción de Genneia con anterioridad a dicha fecha.

La Obligación Negociable Clase VII se encuentra garantizada mediante una garantía personal de Fides y una prenda en primer grado de privilegio sobre la totalidad de sus acciones en Genneia.

Contrato de Préstamo con Banco del Chubut S.A. (“Banco del Chubut”)

El 17 de junio de 2011, Banco del Chubut como parte prestamista, y Genneia como parte prestataria, suscribieron una solicitud de crédito (el “Contrato de Mutuo”) en virtud del cual: (i) Banco del Chubut otorgó un préstamo a Genneia por un monto de $ 25.000.000 (pesos veinticinco millones) para financiar el reemplazo de equipamiento y aumento de la capacidad de generación de energía eléctrica en la Central Gobernador Costa y cancelación de avance de obra del Parque Eólico Rawson (el “Préstamo”).

El Préstamo deberá cancelarse en 48 (cuarenta y ocho) cuotas, venciendo la primera de ellas el día 1 de febrero de 2012. La tasa de interés del Préstamo es equivalente a la tasa BADLAR modificada Bancos Privados en pesos (tasa nominal anual que publica el Banco Central para depósitos a plazo fijo de más de $ 1.000.000 de 30 a 35 días pagada por bancos privados) más 4% (con un mínimo del 16% anual), cuyos intereses deberán pagarse mensualmente.

A los fines de garantizar el cumplimiento de las obligaciones emergentes del Contrato de Mutuo, se otorgó a favor de Banco del Chubut (i) una cesión de los derechos de cobro de Genneia bajo el contrato celebrado con la Provincia del Chubut para la instalación, operación y mantenimiento de las centrales de generación ubicadas en las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa; y (ii) una fianza del presidente de Genneia, Sr. Alejandro P. Ivanissevich.

Adicionalmente, el 7 de noviembre de 2013 Banco del Chubut le otorgó a la Sociedad un préstamo por un monto de $6.400.000 (pesos seis millones cuatrocientos mil) para financiar capital de trabajo.

El Contrato de Mutuo contiene ciertas cláusulas de estilo, entre las cuales se encuentra la prohibición de (i) emitir y ofrecer bonos sin el previo consentimiento del Banco del Chubut y (ii) otorgar garantía fuera del curso normal de su negocio.

Contrato de Préstamo con UT Finance Corporation (“UTF”)

El 29 de diciembre de 2010 Genneia como prestataria, y UTF como prestamista celebraron un contrato de préstamo (el “Contrato de Préstamo UTF”) por el cual UTF otorgó un préstamo para la adquisición del equipamiento de generación instalado en la central termoeléctrica Bragado. El Contrato de Préstamo UTF preveía dos desembolsos, cada uno de ellos por la suma de U$S 9.490.000 (dólares estadounidenses nueve millones cuatrocientos noventa mil), para cada una de las 2 (dos) turbinas adquiridas al proveedor Pratt & Whitney Power Systems, Inc. (“PWPS”), que fueron instrumentados mediante la emisión de sendos pagarés (Promissory Note) de fecha 29 de diciembre de 2010 y 1 de marzo de 2011, respectivamente.

Las sumas adeudadas bajo el Contrato de Préstamo UTF deberán ser canceladas trimestralmente en 18 (dieciocho) cuotas de capital, venciendo la última de ellas el 29 de diciembre de 2015 para el primer desembolso, y el 1 de marzo de 2016 para el segundo desembolso. La tasa de interés aplicable al saldo de capital adeudado es del 10%, cuyos intereses deberán pagarse trimestralmente en 20 (veinte) cuotas.

En garantía del cumplimiento de las obligaciones de Genneia bajo el Contrato de Préstamo UTF, se otorgó a favor de UTF (i) un derecho real de prenda sobre los equipos adquiridos a PWPS; y (ii) la cesión de los derechos de garantía de los equipos adquiridos.

Acuerdos financieros con Banco Macro y sus sociedades vinculadas

A la fecha de este Prospecto, Genneia mantiene varios acuerdos financieros con Banco Macro y Macro Bank Limited (sociedad controlada por Banco Macro). Para mayor información, ver la sección “7. Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas”.

Contrato de Préstamo con Banco Hipotecario S.A. (“Banco Hipotecario”)

El 28 de mayo de 2012 la Emisora remitió a Banco Hipotecario una solicitud de préstamo, para el otorgamiento de una financiación (la “Financiación Banco Hipotecario”) en virtud de la cual Banco Hipotecario otorgó un préstamo a Genneia por un monto de $ 22.400.000 (pesos veintidós millones cuatrocientos mil) para financiar inversiones de capital y/o capital de trabajo.

La Financiación Banco Hipotecario deberá cancelarse en 48 (cuarenta y ocho) cuotas mensuales y consecutivas, venciendo la primera de ellas a los 30 (treinta) días contados desde la fecha del desembolso. La tasa de interés de la Financiación Banco Hipotecario es equivalente a la Tasa BADLAR Bancos Privados Corregida en pesos (tasa nominal anual que publica el Banco Central para depósitos a plazo fijo de más de $ 1.000.000 de 30 a 35 días pagada por bancos privados) más un margen de 550 (quinientos cincuenta) puntos básicos, cuyos intereses deberán pagarse mensualmente.

A los fines de garantizar el cumplimiento de las obligaciones emergentes de la Financiación Banco Hipotecario, se otorgó a favor de Banco Hipotecario (i) una cesión de los derechos de cobro de la Emisora y de Enersud bajo los contratos de transporte de gas celebrados por Enersud con Cervecería y Maltería Quilmes S.A.I.C.A. y G; Canteras Cerro Negro S.A.; y PBBPolisur S.A. (que fueran cedidos a la Emisora con fecha 8 de octubre de 2008) hasta la cancelación total de la Financiación Banco Hipotecario; y (ii) una fianza de Enersud.

Contrato de Compra de Turbinas con GR Generación Energética Argentina S.A. (“GR”)

El 30 de septiembre de 2013, Genneia firmó un contrato de compra de turbinas con GR, por el cual Genneia adquirió de GR determinado equipamiento (tecnología PWPS) que se instaló en la central de energía de Las Armas II (ver “4. Información sobre la Sociedad”). El contrato establece que el precio total a ser pagado por Genneia es de U$S 21.900.000, de los cuales U$S 9.000.000 se encuentran sujetos al vencimiento que opera el 15 de noviembre de 2015. El pago en cuotas devengará una tasa de interés anual equivalente al 15%.

Genneia garantizó el pago del saldo de precio a través de (i) la cesión a un fideicomiso de (a) parte de las sumas a ser recibidas en concepto de cargos de potencia puesta a disposición y obra pagaderos por ENARSA bajo el Acuerdo de Provisión de la Central Las Armas II (y similares conceptos pagaderos por CAMMESA a ENARSA bajo el respectivo Contrato MEM de respaldo, cedidos por ENARSA a Genneia), y (b) las sumas a ser pagadas a Genneia en virtud del Contrato de Abastecimiento MEM que la Emisora ha celebrado con CAMMESA bajo los términos de la Resolución SE N° 220/2007 en relación a la Central Las Armas II; y (ii) una prenda con registro en segundo grado de privilegio sobre el equipo adquirido, el cual se encuentra prendado en primer grado a favor de UT Finance Corporation (cuyo crédito será cancelado por GR en o antes del vencimiento del plazo final para la cancelación del saldo de precio del equipo adquirido).

Contratos de Leasing

En virtud de ciertos contratos de leasing con instituciones financieros, Genneia adquirió equipamiento y maquinaria para la consecución de sus operaciones. El plazo de vigencia promedio de dichos contratos es de 36 meses y la tasa de interés anual promedio varía entre 17% y 28% en Pesos. Dichos contratos contienen una cláusula de opción de compra del equipamiento al finalizar el plazo de vigencia del contrato o antes de dicho plazo, conforme a los términos de cada contrato y de conformidad con la ley aplicable.

Seguros de Caución

De acuerdo con los términos de nuestros PPAs, Genneia o sus subsidiarias deben contratar y mantener vigentes pólizas de caución para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones asumidas bajo los PPAs, durante el plazo de vigencia de cada contrato.

Genneia y sus subsidiarias, contrataron y mantienen los siguientes seguros de caución con aseguradoras de renombre, tales como: Zurich, Chubb, Fianzas y Créditos, Allianz, y Afianzadora Latinoamericana.

Para las centrarles térmicas, Genneia mantiene 8 seguros de caución por una cobertura de aproximadamente U$S 30,4 millones.

Para el Parque Eólico Rawson, Genneia mantiene 2 seguros de caución por una cobertura total de aproximadamente U$S 14,6 millones.

Para el Proyecto Madryn, Genneia mantiene 5 seguros de caución por una cobertura total de aproximadamente U$S 39,3 millones.

Obligaciones Negociables Clase XI

Con fecha 19 de febrero de 2013 la Compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase XI en el marco del Programa (las “ON Clase XI”).

Las ON Clase XI fueron emitidas por la suma de U$S 35.000.000 y constituyen obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, sin garantía. Están denominadas en dólares estadounidenses y serán pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable en cada fecha de amortización o pago de intereses.

El capital no amortizado de las ON Clase XI devenga intereses compensatorios, desde la fecha de emisión hasta la fecha de vencimiento final, a una tasa equivalente al 6,25% nominal anual. Los intereses se pagan trimestralmente en forma vencida. A su vez, el capital será cancelado en tres pagos los días 19 de febrero de 2015, 19 de agosto de 2015 y 19 de febrero de 2016; o, de no ser un Día Hábil o de no existir dicho día, será el primer Día Hábil siguiente.

Las inversiones previstas para la ON Clase XI han sido calificadas por el Comité de Elegibilidad (creado en virtud de la Resolución Conjunta No. 620/2012 y 365/2012) como computables para el Punto 35.8.1., Inc. “k” del Reglamento General de la Actividad Aseguradora.

El destino del producido neto de la emisión de las obligaciones negociables Clase XI fue utilizado para financiar (i) en forma parcial, proyectos productivos o de infraestructura de generación de energía eléctrica de la Emisora en la Argentina, o expansiones o finalizaciones de proyectos vigentes; e (ii) inversiones en otros activos no financieros destinados a proyectos de generación de energía eléctrica y/o a cancelar impuestos, honorarios y/o gastos contraídos por la Emisora en relación a dichos proyectos; de conformidad con la Resolución N° 3375/12 y con la Comunicación N° 3415 de fecha 28 de diciembre de 2012 emitidas por la SSN.

Contrato de Préstamo Sindicado celebrado el 21 de marzo de 2013

Con fecha 21 de marzo de 2013 Genneia celebró un Contrato de Préstamo Sindicado por la suma de $ 204.500.000 con Banco Itaú Argentina S.A., Banco Macro S.A., Banco de la Nación Argentina y Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A., para la financiación de la adquisición de 4 (cuatro) turbinas GE TM 2500 ubicadas en las Centrales Olavarría y Concepción del Uruguay, las cuales fueron adquiridas a su fabricante General Electric.

El capital adeudado bajo dicho préstamo deberá cancelarse en 20 (veinte) cuotas trimestrales y consecutivas, venciendo la primera de ellas el 21 de junio de 2013 y la última el 21 de marzo de 2018. La tasa de interés de la financiación es equivalente a la Tasa BADLAR modificada Bancos Privados Modificada en pesos (tasa nominal anual que publica el Banco Central para depósitos a plazo fijo de más de $ 1.000.000 de 30 a 35 días pagada por bancos privados) más un margen de 7% nominal anual.

A los fines de garantizar el cumplimiento de las obligaciones emergentes del préstamo, la Sociedad otorgó a favor de los Bancos (i) una prenda con registro en primer grado de privilegio sobre las turbinas; y (ii) una cesión fiduciaria de ciertos derechos de cobro de la Sociedad bajo los Contratos de Abastecimiento MEM celebrados con CAMMESA el 28 de febrero de 2013 en relación con las Centrales Olavarría y Concepción del Uruguay. Banco de Servicios y Transacciones S.A. reviste el carácter de fiduciario y agente de la garantía de las referidas garantías. En el caso de que la Sociedad decidiera cancelar anticipadamente el crédito, deberá notificar a los Bancos y pagar una suma adicional equivalente al 1,5% del capital pendiente de pago. El contrato de préstamo contiene ciertas cláusulas de estilo, entre las cuales se encuentra, una restricción a la capacidad de la Sociedad de incurrir en nuevos endeudamientos.

Contrato de Préstamo Sindicado celebrado el 6 de abril de 2015

Con fecha 6 de abril de 2015 Genneia celebró un Contrato de Préstamo Sindicado por hasta la suma de $ 240.000.000 con Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A., Banco Hipotecario S.A.y BACS Banco de Crédito y Securitización S.A., para: (i) refinanaciación de pasivos financieros; y/o (ii) capital de trabajo e inversiones de la Sociedad en mantenimientos programados y fortalecimiento de activos de generación. El 6 de abril de 2015 la Sociedad ha recibido un primer desembolso de $160.000.000 por parte de Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. y Banco Hipotecario S.A. El contrato prevé la posibilidad de desembolsos adicionales de hasta $80.000.000 por otros bancos determinados en el contrato que adhieran al sindicato antes del 6 de julio de 2015.

El capital adeudado bajo dicho préstamo deberá cancelarse en 13 cuotas trimestrales y consecutivas, pagadera la primera de ellas al vencimiento del plazo de doce meses contados desde la fecha de desembolso del préstamo, venciendo la primera de ellas el 6 de abril de 2016 y la última el 6 de abril del 2019. La tasa de interés de la financiación es equivalente a la Tasa BADLAR corregida más un margen de 6%, pagaderos de forma trimestral. El préstamo ha sido otorgado a la Sociedad sin garantías.

Obligaciones Negociables Clase XII

Con fecha 28 de junio de 2013 la Compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase XII en el marco del Programa (las “ON Clase XII”).

Las ON Clase XII fueron emitidas por la suma de U$S 15.000.000 y constituyen obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, sin garantía. Están denominadas en dólares estadounidenses y serán pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable en cada fecha de amortización o pago de intereses.

El capital no amortizado de las ON Clase XII devenga intereses compensatorios, desde la fecha de emisión hasta la fecha de vencimiento final, a una tasa equivalente al 5% nominal anual. Los intereses se pagan trimestralmente en forma vencida. A su vez, el capital será cancelado en tres pagos los días 28 de diciembre de 2014, 28 de marzo de 2015 y 28 de junio de 2015; o, de no ser un Día Hábil o de no existir dicho día, será el primer Día Hábil siguiente.

El destino del producido neto de la emisión de las obligaciones negociables Clase XII fue utilizado para financiar (i) en forma parcial, proyectos productivos o de infraestructura de generación de energía eléctrica de la Sociedad en la Argentina, o expansiones o finalizaciones de proyectos vigentes; y/o (ii) inversiones en otros activos no financieros destinados a proyectos de generación de energía eléctrica y/o a cancelar pasivos, impuestos, honorarios y/o gastos contraídos por la Sociedad en relación a dichos proyectos; y/o (iii) la integración de capital de trabajo en Argentina que comprenderá el pago a proveedores, el pago de impuestos y obligaciones de índole fiscal, el pago de remuneraciones y cargas sociales al personal, y demás operaciones relativas al giro habitual de sus negocio.

Obligaciones Negociables Clase XIII

Con fecha 26 de diciembre de 2013 la Compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase XIII en el marco del Programa (las “ON Clase XIII”).

Las ON Clase XIII fueron emitidas por la suma de U$S 25.000.000 y constituyen obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, sin garantía. Están denominadas en dólares estadounidenses y serán pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable en cada fecha de amortización o pago de intereses.

El capital no amortizado de las ON Clase XIII devenga intereses compensatorios, desde la fecha de emisión hasta la fecha de vencimiento final, a una tasa equivalente al 4,75 % nominal anual. Los intereses se pagan trimestralmente en forma vencida. El capital deberá ser cancelado en tres cuotas, los días 16 de julio de 2016, 16 de octubre de 2016 y 16 de enero de 2017.

El destino del producido neto de la emisión de las obligaciones negociables Clase XIII es financiar (i) en forma parcial, proyectos productivos o de infraestructura de generación de energía eléctrica de la Sociedad en la Argentina, o expansiones o finalizaciones de proyectos vigentes; y/o (ii) inversiones en otros activos no financieros destinados a proyectos de generación de energía eléctrica y/o a cancelar pasivos, impuestos, honorarios y/o gastos contraídos por la Sociedad en relación a dichos proyectos; y/o (iii) la integración de capital de trabajo en Argentina que comprenderá el pago a proveedores, el pago de impuestos y obligaciones de índole fiscal, el pago de remuneraciones y cargas sociales al personal, y demás operaciones relativas al giro habitual de sus negocio.

Obligaciones Negociables Clase XIV

Con fecha 8 de octubre de 2014 la Compañía emitió las Obligaciones Negociables Clase XIV en el marco del Programa (las “ON Clase XIV”).

Las ON Clase XIV fueron emitidas por la suma de U$S 25.000.000 y constituyen obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, sin garantía. Están denominadas en dólares estadounidenses y serán pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable en cada fecha de amortización o pago de intereses.

El capital no amortizado de las ON Clase XIV devenga intereses compensatorios, desde la fecha de emisión hasta la fecha de vencimiento final, a una tasa equivalente al 4 % nominal anual. Los intereses se pagan trimestralmente en forma vencida. El capital deberá ser cancelado en tres cuotas, los días 8 de abril de 2018, 8 de julio de 2018 y 8 de octubre de 2018.

Las inversiones previstas para la ON Clase XIV han sido calificadas por el Comité de Elegibilidad (creado en virtud de la Resolución Conjunta No. 620/2012 y 365/2012) como computables para el Punto 35.8.1., Inc. “k” del Reglamento General de la Actividad Aseguradora.

El destino del producido neto de la emisión de las ON Clase XIV se ha utilizado para financiar parcialmente el plan de inversiones productivas de la Emisora para la adquisición y/o mejoras de activos físicos utilizados en las centrales de la Sociedad.

6. Información sobre Tendencias

Los ingresos de la Emisora resultan de ventas que se realizan en el marco de contratos a ser cumplidos en Argentina. En el caso de la unidad de negocio de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales, los PPA prevén el pago de un cargo fijo por la potencia puesta a disposición que remunera el costo de inversión y una rentabilidad razonable para la Sociedad, y otro cargo variable por la energía efectivamente entregada, que reconoce los costos variables de producción. Por otro lado, por las ventas de energía vinculadas a la unidad de negocios de generación de energía eléctrica de fuentes renovables, la Emisora recibe únicamente un cargo variable por la energía efectivamente entregada, cuyas centrales de energía tienen -por disposiciones regulatorias- despacho liberado a la capacidad de entrega asimilable a la potencia de base constante (con el mismo tratamiento que la generación hidráulica de pasada). En lo que respecta a la unidad de negocios de comercialización desregulada de gas natural, capacidad de transporte de gas natural y de energía eléctrica que se realiza a través de la subsidiaria Enersud Energy S.A., cuyos ingresos representan una parte minoritaria de los ingresos totales de la Emisora, los mismos resultan en gran parte de contratos estratégicos de largo plazo.

En virtud de ello, la Emisora cuenta con una razonable certidumbre respecto a un posible volumen de ventas para el ejercicio corriente y los subsiguientes mientras permanezcan vigentes los contratos referidos, independientemente de la fluctuación de la demanda. Por otro lado, casi la totalidad de los ingresos de la Emisora se encuentran denominados en moneda extranjera (Dólares Estadounidenses), circunstancia que otorga a la Emisora una importante solidez y cobertura natural para afrontar sus compromisos financieros denominados en dicha moneda.

En relación a otras cuestiones que pudieran representar riesgos e incertidumbres pasibles de afectar a la Emisora, sus actividades, los resultados de operaciones, el valor de las Obligaciones Negociables, y la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus obligaciones financieras, véase la sección “3. Información Clave sobre la Sociedad. e) Factores de Riesgo”.

6. ADMINISTRACIÓN. Directores, gerencia y empleados

Directores, gerencia y empleados

Directorio

Aspectos Generales. Actuación del Directorio

El Directorio tiene a su cargo la dirección de las operaciones de la Sociedad. Las funciones y responsabilidades de los miembros del directorio están fijadas por la ley argentina y los estatutos de la Compañía. Según la ley argentina, los directores deben cumplir sus funciones con lealtad y la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores no pueden participar en actividades que compitan con la Compañía sin la previa autorización de una asamblea de accionistas. Ciertas operaciones entre directores y la Compañía se encuentran sujetas a ratificación según los procedimientos de la ley argentina.

El 22 de mayo de 2001, el Gobierno Nacional promulgó el Decreto de Transparencia N° 677/2001 (el “Decreto de Transparencia”) a fin de crear un marco legal adecuado para reforzar el nivel de protección de los inversores en el mercado. Dicho Decreto de Transparencia fue derogado por la Ley de Mercado de Capitales, la cual receptó los objetivos previstos en dicho decreto que básicamente son promover el desarrollo, liquidez, estabilidad, solvencia y transparencia del mercado, generando procedimientos para garantizar la distribución eficiente de los ahorros y las buenas prácticas en la dirección y administración de sociedades.

La Ley de Mercado de Capitales establece las siguientes obligaciones, entre otras, para los miembros del directorio de las sociedades argentinas que se encuentran en el régimen de la oferta pública:

informar ciertos hechos sustanciales relacionados con la sociedad, incluido cualquier hecho o situación que pudiera afectar el valor o la negociación de los títulos valores de la sociedad;
lealtad y diligencia;
confidencialidad; y
considerar los intereses generales de la sociedad y de todos los accionistas por sobre los intereses de los accionistas controlantes.

No existen acuerdos entre la Compañía y los miembros de su directorio que otorguen beneficios especiales una vez concluido su nombramiento como directores.

Estatuto Social

En relación a la información sobre el Estatuto Social, ver Sección, “10.Información Adicional”.

Datos sobre los Directores y Gerentes

En relación a los datos de los integrantes del Directorio ver Sección, “Información adicional”.

Asambleas

Las asambleas pueden ser citadas simultáneamente en primera y segunda convocatoria, en la forma establecida en el artículo 237 de la Ley de Sociedades, sin perjuicio de lo allí dispuesto para el caso de asamblea unánime.

La asamblea podrá ser convocada en segunda convocatoria para el mismo día, una hora después de fracasada la primera convocatoria. En caso de convocatoria sucesiva, se estará a lo dispuesto en el artículo 237 antes citado. Sin perjuicio de lo anterior, y salvo en el caso de asamblea unánime, todas las convocatorias a asambleas generales deberán asimismo ser comunicadas por escrito en forma fehaciente por la Sociedad a cada uno de los accionistas en sus respectivos domicilios que consten en el registro de accionistas de la Sociedad, con no menos de veinte días de anticipación a la fecha en la que se celebrará la asamblea en cuestión, indicando en dicha comunicación el orden del día de la asamblea en cuestión.

Si los titulares de la totalidad de las acciones de una Clase informasen al Directorio su decisión de participar en la asamblea de Clase y votar las cuestiones en forma unánime, el Directorio deberá dentro de los 3 (tres) días hábiles de recibido el requerimiento, convocar a la asamblea en cuestión sin publicación de la convocatoria, conforme lo previsto en el Artículo 237, último párrafo, de la Ley de Sociedades, en la fecha en que éstos lo requieran. Si el Directorio, por cualquier causa que fuere, no convocase a las asambleas conforme lo requerido, tal convocatoria deberá ser efectuada por la Comisión Fiscalizadora o el síndico disidente, en su caso.

El quórum y mayorías de las asambleas, tanto generales como especiales de Clase, se regirán por lo dispuesto en los artículos 243 y 244 de la ley de Sociedades, excepto por lo dispuesto en el presente Artículo. Las resoluciones de las asambleas generales y de las asambleas especiales de Clase, según corresponda a su competencia conforme a la Ley de Sociedades, en los supuestos previstos en este Artículo, se adoptarán conforme las mayorías previstas en este Artículo:

(a) Mientras la Clase A y la Clase B de acciones representen el 50% (cincuenta por ciento) del capital social de la Sociedad, el quórum y las mayorías requeridas de las asambleas extraordinarias, tanto en primera como en segunda convocatoria, será del 70% (setenta por ciento) del total de las acciones con derecho a voto. Todas las resoluciones, tanto en asambleas ordinarias como extraordinarias, serán adoptadas con el voto de las acciones que representen el 70% (setenta por ciento) del total de las acciones con derecho a voto.

(b) En el caso que por cualquier motivo, excepto por la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A, la Clase A o la Clase B de acciones ordinarias representen menos del 50% (cincuenta por ciento) del total de las acciones con derecho a voto, el quórum de las asambleas extraordinarias será del 60% (sesenta por ciento) del total de las acciones con derecho a voto en la primera convocatoria y de más del 50% (cincuenta por ciento) de las acciones con derecho a voto en la segunda convocatoria. En este caso: (x) en la medida en que la Clase A y la Clase B de acciones ordinarias representen cada una más del 35% (treinta y cinco por ciento) del total del capital social de la Sociedad, las decisiones serán adoptadas por la mayoría absoluta del total de las acciones con derecho a voto, excepto por las decisiones que versen sobre las Cuestiones Reservadas II, sea que esas decisiones deban ser adoptadas en asamblea ordinaria o en asamblea extraordinaria, que serán adoptadas por el voto de las acciones que representen el 65% (sesenta y cinco por ciento) o más del total de las acciones con derecho a voto; (y) en la medida en que la Clase A y la Clase B de acciones ordinarias representen cada una más del 20% (veinte por ciento) del total del capital social de la Sociedad, las decisiones serán adoptadas por la mayoría absoluta del total de acciones con derecho a voto, excepto por las decisiones que versen sobre las Cuestiones Reservadas III, sea que esas decisiones deban ser adoptadas en asamblea ordinaria o en asamblea extraordinaria, que serán adoptadas por el voto de las acciones que representen el 80% (ochenta por ciento) o más del total de las acciones con derecho a voto; y (z) si no se diesen la condiciones indicadas en los apartados “(x)” o “(y)” precedentes, todas las decisiones, incluyendo las que versen sobre las Cuestiones Reservadas II o las Cuestiones Reservadas III, según el caso, serán adoptadas con el voto de la mayoría de acciones con derecho a voto.

(c) En el caso de conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A y mientras éstas se encuentren en circulación, el quórum de las asambleas extraordinarias, en primera y en segunda convocatoria, será del 65% (sesenta y cinco por ciento) del total de las acciones con derecho a voto. Todas las decisiones que versen sobre las Cuestiones Reservadas I, ya sea que esas decisiones deban ser adoptadas en asamblea ordinaria o en asamblea extraordinaria, serán adoptadas por el voto de las acciones que representen el 65% (sesenta y cinco por ciento) o más del total de las acciones con derecho a voto. Las decisiones que versen sobre cuestiones que no sean Cuestiones Reservadas, serán adoptadas por la mayoría absoluta de acciones con derecho a voto.

(d)Todas las decisiones que deban ser adoptadas en una Asamblea de Clase requerirán el voto de las acciones que representen más del 50% (cincuenta por ciento) del total de las acciones de esa Clase salvo que se especifique lo contrario.

(e) Se aclara que todos los requisitos de mayorías previstos en el presente Artículo se deben calcular como un porcentaje del total de las acciones emitidas por la Sociedad a esa fecha y no como un porcentaje de las acciones presentes o representadas en la asamblea general, ordinaria o extraordinaria, o de Clase de que se trate.

De acuerdo al Estatuto, “Cuestiones Reservadas” significa: cualquiera de las siguientes cuestiones o materias, relacionadas con la Sociedad o cualquiera de sus subsidiarias y que deban ser consideradas por asamblea general ordinaria o extraordinaria o asamblea especial de clases o por el Directorio, conforme a la ley aplicable y al Estatuto. Cualquier referencia efectuada seguidamente a la Sociedad se entenderá también efectuada a cualquiera de sus subsidiarias y cualquier referencia en este Estatuto a “Cuestiones Reservadas” sin especificar su tipo, se considerará como efectuada respecto de las Cuestiones Reservadas I, Cuestiones Reservadas II y Cuestiones Reservadas III.

Cuestiones Reservadas I:

(a) Aprobación del plan estratégico a 5 (cinco) años de la Sociedad o la realización de actividades o la adquisición de activos o la asunción de obligaciones y/o el incurrimiento de responsabilidades significativas para la Sociedad en cualquier línea de negocio que no sea el Negocio de la Sociedad.

(b) Aprobación o modificación del presupuesto anual y del plan de negocios anual, en la medida en que tal modificación supere el 5% (cinco por ciento) del último presupuesto anual aprobado;

(c) Aprobación de la asunción o incurrimiento, creación o modificación de deuda financiera que exceda de U$S 1.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(d) Otorgamiento de fianzas o avales, gravámenes sobre los activos de la Sociedad y/o indemnidades con respecto a obligaciones o responsabilidades que excedan de U$S 500.000 o su equivalente en pesos o en otras monedas.

(e) Venta, transferencia, alquiler y/u otro acto de disposición sobre, y/o la constitución de derechos reales y/o gravámenes y/o garantías sobre cualquier activo de la Sociedad con un valor de mercado superior a U$S 1.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(f) Celebración, modificación significativa, y/o resolución anticipada de cualquier contrato o acuerdo que (i) sea esencial para la Sociedad (teniendo en cuenta las actividades de la Sociedad al momento de efectuar tales actos); y/o (ii) requiera el pago o el cobro de sumas, activos u obligaciones en exceso del 5% (cinco por ciento) del último presupuesto anual aprobado.

(g) Celebración, modificación significativa, y/o resolución anticipada de cualquier (i) contrato o acuerdo relacionado con la administración de la Sociedad; o (ii) contrato o acuerdo de servicios de consultoría o asesoramiento a ser provistos a la Sociedad por un monto anual superior a U$S 1.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(h) Adquisición y/o inversión en, o la venta de, participaciones sociales en cualquier Persona (excepto en subsidiarias totalmente controladas por la Sociedad) o la celebración o disolución de cualquier sociedad y/o joint venture, respecto del cual el precio de compra sea o haya sido superior a U$S 1.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(i) Aprobación o modificación de la política de dividendos de la Sociedad.

(j) Cualquier decisión sobre solicitud de ingreso o retiro del régimen de oferta pública (de la Sociedad o de cualquier título valor emitido por ésta), excepto en el contexto de una Oferta Pública Inicial Calificada.

(k) Emisión y colocación de títulos valores representativos de deuda o acciones o títulos valores convertibles en acciones en los mercados de capitales, excepto en el contexto de una Oferta Pública Inicial Calificada.

(l) Aprobación, aceptación y/o implementación de cualquier Oportunidad de Negocios o cualquier acuerdo para adquirir una Oportunidad de Negocios.

Cuestiones Reservadas II:

(a) aprobación de cualquier presupuesto que exceda del presupuesto del año anterior en más del 20% (veinte por ciento).

(b) Aprobación del incurrimiento en cualquier tipo de deuda en exceso de U$S 20.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas; excepto (i) si el incurrimiento en tal deuda es razonablemente necesario para evitar el incumplimiento de la Sociedad bajo cualquiera de los contratos de los que sea parte; o (ii) si el incurrimiento en tal deuda es requerido o solicitado por cualquier autoridad gubernamental.

(c) Aprobación del otorgamiento de gravámenes sobre, o la transferencia de activos con un valor de mercado superior a U$S 10.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(d) Adquisición de activos o inversiones en terceras personas con un valor de mercado superior a U$S 10.000.000 o el equivalente en pesos o en otras monedas.

(e) Emisión de acciones o títulos convertibles en acciones (excepto en el caso de una Oferta Pública Inicial Calificada).

Cuestiones Reservadas III:

(a) Designación del gerente general.

(b) Modificación a los Estatutos de la Sociedad.

(c) Celebración y/o modificación significativa de contratos o acuerdos entre la Sociedad y (i) un accionista de la Sociedad o sus Afiliadas; (ii) Directores o gerentes de cualquier accionista de la Sociedad o de Afiliadas de tales accionistas; (iii) cualquier gerente, Director Titular o Director Suplente de la Sociedad; (iv) cualquier Persona directa o indirectamente controlada por y/o bajo el control común de, y/o relacionada con cualquiera de las Personas referidas en los apartados “(i)”, “(ii)”, o “(iii)” anteriores.

(d) cualquier limitación o suspensión significativa de los derechos de suscripción preferente que por ley deben ser otorgados a los accionistas en caso de emisión de acciones por la Sociedad o la emisión de títulos de deuda convertibles en acciones de la Sociedad, con excepción de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles.

(e) Cualquier aporte de capital a la Sociedad por cualquier Persona y/o el otorgamiento por la Sociedad de cualquier opción para suscribir acciones de la Sociedad o para de cualquier otra forma adquirir participaciones y/o acciones de la Sociedad, excepto (i) en el contexto de una Oferta Pública Inicial Calificada; o (ii) si fuese requerido o solicitado por una autoridad gubernamental.

(f) El otorgamiento de préstamos a cualquier Persona, excepto a una Subsidiaria de la Sociedad.

(g) Solicitud de concurso preventivo, quiebra o procedimiento similar de la Sociedad y/o la iniciación de cualquier procedimiento de reorganización extrajudicial (incluyendo, sin limitación, cualquier acuerdo preventivo extrajudicial).

(h) Escisión, fusión, transformación, disolución o liquidación de la Sociedad.

(i) Reducción de capital o amortización de cualquiera de las acciones de la Sociedad o el repago del capital sobre tales acciones; excepto que sea realizado a prorrata entre todos los accionistas.

(j) La venta de sustancialmente todos los activos de la Sociedad en bloque o en forma separada a través de una o más operaciones relacionadas

Comisión Fiscalizadora

Aspectos Generales

La Comisión Fiscalizadora es el órgano de contralor de la Sociedad, según lo establecido en el artículo 284 de la Ley de Sociedades Comerciales.

Según las leyes argentinas, las sociedades que tengan un capital social superior a Ps. 10.000.000 (conforme art. 1° de la Disposición Nº 6/2006 de la Subsecretaría de Asuntos Registrales del Ministerio de Justicia de la Nación), hagan oferta pública de sus acciones o debentures, sean de economía mixta, o se trate de sociedades anónimas con participación estatal mayoritaria, exploten concesiones o servicios públicos, entre otros, deben tener una Comisión Fiscalizadora. La Comisión Fiscalizadora es responsable de fiscalizar el cumplimiento por parte de la Compañía del Estatuto, las resoluciones de los accionistas y las leyes argentinas y, sin perjuicio de la función de los auditores externos, debe presentar ante la asamblea general ordinaria de accionistas un informe escrito sobre la razonabilidad de la información contable de la memoria anual y los estados contables de la Compañía presentados a los accionistas por el Directorio. Los miembros de la Comisión Fiscalizadora también están autorizados para asistir a las reuniones de directorio, comité de auditoría y asambleas de accionistas; convocar a asamblea extraordinaria de accionistas e investigar reclamos por escrito presentados por los accionistas que posean más del 2% de las acciones en circulación de la Compañía. Según las leyes argentinas, los miembros de la Comisión Fiscalizadora deben ser contadores públicos nacionales o abogados o sociedad civil con responsabilidad solidaria constituida exclusivamente por estos profesionales.

El Estatuto establece que la fiscalización de la Sociedad será ejercida por una Comisión Fiscalizadora compuesta por 3 (tres) síndicos titulares y 3 (tres) síndicos suplentes. Las Clase A y las Clase B de acciones ordinarias tendrán derecho a designar un síndico titular y un síndico suplente cada una. El tercer síndico titular y síndico suplente será designado en Asamblea Ordinaria, excepto en el caso de conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A de la Sociedad, en el que la designación del tercer síndico titular y síndico suplente corresponderá a las Acciones Preferidas Clase A. Los síndicos suplentes designados por una Clase de Acciones o por la Asamblea General reemplazarán exclusivamente a los síndicos de tal Clase o al síndico designado en Asamblea General en los casos previstos por el Artículo 291 de la Ley de Sociedades. La Comisión Fiscalizadora se reunirá por lo menos una (1) vez cada tres (3) meses; también podrá ser citada a reunirse a pedido de cualquiera de sus miembros o del Directorio; dentro de los cinco (5) días de formulado el pedido al presidente de la misma o del Directorio, en su caso, deberá celebrar la reunión. Todas las reuniones serán notificadas por escrito al domicilio que cada síndico indique al asumir sus funciones. Las deliberaciones y resoluciones se transcribirán a un libro de actas. La Comisión Fiscalizadora sesionará con la presencia de sus tres miembros y adoptará las resoluciones por mayoría de votos, sin perjuicio de los derechos conferidos por la ley al síndico disidente. Será presidida por un presidente elegido de entre sus miembros por mayoría de votos en su primera reunión de cada año. En dicha ocasión también se elegirá al reemplazante para el caso de vacancia por cualquier motivo. El presidente representa a la Comisión Fiscalizadora ante el Directorio.

Datos sobre los Integrantes de la Comisión Fiscalizadora

En relación a los datos de los integrantes de la Comisión Fiscalizadora ver la Sección “1. Datos sobre Directores, Gerencia y Miembros del Órgano de Fiscalización”, “Órganos de fiscalización”.

Comité de Auditoría

El Convenio de Accionistas prevé la conformación de un Comité de Auditoría, que se integrará por 3 miembros (mientras se conserve el equilibrio 50/50, uno por la Clase A, otro por la Clase B y el tercero por consenso). Podrá o no estar conformado por Directores (solo en caso de oferta pública de acciones, necesariamente deberán ser Directores, con mayoría de independientes). El Comité de Auditoría deberá además supervisar al Auditor Interno (este último deberá reportar al Gerente General).

Comité Ejecutivo

Conformado por 4 miembros: CEO, CFO y un representante de cada Clase.

Todas sus decisiones deben ser adoptadas por unanimidad; si no se alcanza la unanimidad, el asunto respectivo debe ser sometido a consideración del Directorio.

Ninguna decisión podrá contradecir una previa decisión del Directorio, y el Directorio podrá dejar sin efecto cualquier decisión del Comité.

El Comité será responsable de considerar y decidir acerca de los siguientes asuntos de la Sociedad y sus subsidiarias:

Aprobación de presupuesto anual y cualquier modificación en exceso al 1% del monto previamente aprobado.
Aprobación de contratos o endeudamiento con un valor igual o mayor a AR$1MM.
Transacciones con Afiliadas.
Contratación y reemplazo de personal clave.
Consolidación de operaciones/desinversiones.
Cambios a políticas contables e impositivas
Inicio o transacción de procedimientos judiciales/administrativos.

Debe reunirse al menos 1 vez por semana. Cualquier miembro puede proponer temas para su inclusión en la agenda; de las reuniones deben labrarse actas para su posterior transmisión al Directorio.

Remuneración global de los miembros del Directorio y miembros de la Comisión Fiscalizadora

La remuneración devengada por Genneia durante el ejercicio 2014 a favor de los miembros del Directorio fue de Ps. 5.737.200. La remuneración devengada por Genneia durante el ejercicio 2013 a favor de los miembros del Directorio fue de Ps. 4.477.392. La remuneración devengada por Genneia durante el ejercicio 2012 a favor de los miembros del Directorio fue de Ps. 6.350.639.

Por último, la remuneración devengada por Genneia durante el ejercicio 2014 a favor de los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 1.074.570, mientras que la devengada por Genneia durante el ejercicio 2013 a favor de los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 700.350. La remuneración devengada por Genneia durante el ejercicio 2012 a favor de los miembros de la Comisión Fiscalizadora fue de Ps. 578.099.

Genneia no otorga planes de pensión, retiro u otros beneficios a los directores.

Los directores ejecutivos se encuentran dentro de un sistema de gerenciamiento por objetivos y un programa de remuneraciones variables. Los objetivos consensuados, ya sea individuales o por sectores, son alineados con los objetivos globales de Genneia por cuanto el programa de compensaciones variables conecta parte de su retribución con su rendimiento y con el rendimiento de la Sociedad.

Empleados

El siguiente cuadro muestra, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2012, la cantidad de empleados separados por departamento de operaciones y con sus respectivos sueldos brutos.


Departamento	Empleados	Sueldos brutos
Distribución Pinamar	25	214.064
CT C. del Uruguay	16	171.893
CT. Las Armas	13	136.205
CT. Olavarria	16	162.154
CT Bragado	14	145.222
O&M Parque Eólico Rawson	6	117.320
S.M.A.C.	4	48.802
Dirección de Proyectos y Obras	24	502.677
Comercial	10	207.009
Río Mayo G. Costa	15	168.257
Administración Pilar	84	1.694.292
Operación Y Mantto. Comerc. En. Electr.	7	156.074
Transporte	2	47.077
Total	236	3.771.046

El siguiente cuadro muestra, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2013, la cantidad de empleados separados por departamento de operaciones y con sus respectivos sueldos brutos.


Departamento	Empleados	Sueldos brutos
CT Pinamar	14	409.911,65
CT C. del Uruguay	17	522.249,56
CT. Las Armas	15	489.406,45
CT. Olavarria	18	556.263,31
CT Bragado	15	470.857,21
CT Matheu	16	513.287,15
O&M Parque Eólico Rawson	6	222.667,89
Dirección de Proyectos y Obras	22	840.534,13
Comercial	12	348.107,00
Río Mayo G. Costa	18	588.654,57
Administración Pilar	74	3.539.515,44
Dirección de Operaciones	17	486.776,30
Total	244	8.988.230,66

El siguiente cuadro muestra, para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2014, la cantidad de empleados separados por departamento de operaciones y con sus respectivos sueldos brutos.


Departamento	Empleados	Sueldos brutos
CT Pinamar	15	415.275,00
CT C. del Uruguay	16	685.014,73
CT. Las Armas	15	502.812,62
CT. Olavarria	18	805.400,50
CT. Paraná	14	490.330,49
CT Bragado	15	680.705,32
CT Matheu	15	659.886,36
O&M Parque Eólico Rawson	6	509.434,65
Dirección de Proyectos y Obras	16	830.325,50
Comercial	10	461.573,38
Río Mayo G. Costa	18	991.017,35
Administración Pilar	79	4.298.694,43
Dirección de Operaciones	15	665.762,60
TOTAL	252	11.996.232,93

La Compañía opera con el sindicato de Luz y Fuerza para los empleados de operación y mantenimiento de cada una de las Centrales Térmoeléctricas, y el sindicato de empleados de comercio para el personal administrativo en la localidad de Pilar. El personal de operación y mantenimiento de cada una de nuestras centrales térmicas (que representa el 37% de nuestra nómina) se inscribieron en el sindicato Luz y Fuerza. Algunos miembros de nuestro personal administrativo (lo que representa el 2% de nuestra nómina) están inscriptos en el sindicato de Empleados de Comercio. Aproximadamente el 39% de los trabajadores están cubiertos por un convenio colectivo.

Históricamente, hemos tenido buenas relaciones con nuestros sindicatos y no hemos tenido una huelga en la historia de nuestra empresa.

Los sistemas de salud utilizados por la Compañía son principalmente OSDE, OSECAC y OSFATLyF.

La Compañía destina anualmente un presupuesto a la capacitación del personal en general, monto que ascendió a $ 1.059.576 para el ejercicio 2014.

Propiedad accionaria de directores

A la fecha del presente Prospecto, el presidente del directorio Alejandro Ivanissevich posee el 72,72% de las acciones de Fides, que a su vez posee 19.996.395 acciones Clase A de la Compañía, que representan el 38,81% del capital social y votos, habiendo acordado con el accionista Fintech la transferencia de 2.209.767 acciones Clase A adicionales una vez pagado un precio de compra financiado con fecha de vencimiento final el 30 de diciembre de 2015. Por su parte, el Director Titular Juan Manuel Arias es titular directo de 1.027.652 acciones Clase A de la Compañía, que representan el 1,99% del capital social y votos; y el Director Titular Andreas Ignacio Keller Sarmiento posee a la fecha 4.453.158 acciones ordinarias Clase B de la Compañía, representativas del 8,64% de su capital social y votos, habiendo acordado con el accionista Fintech la transferencia de 1.542.084 acciones Clase B una vez pagado un precio de compra financiado con fecha de vencimiento final el 30 de diciembre de 2015.

7. ACCIONISTAS PRINCIPALES Y TRANSACCIONES CON PARTES RELACIONADAS

Accionistas principales

El capital social de la Sociedad es de $ 51.520.248 y se divide en (a) 25.760.124 acciones ordinarias Clase A nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción; y (b) 25.760.124 acciones ordinarias Clase B nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción.

La Sociedad ha emitido las Obligaciones Negociables Subordinadas. Las Obligaciones Negociables Subordinadas son convertibles en Acciones Preferidas Clase A cuyos términos y condiciones se describen en el Artículo Sexto del Estatuto. El capital social se considerará automáticamente aumentado en caso de conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas en el monto que corresponda conforme a sus términos.

A la fecha del presente Prospecto, los principales accionistas de la Sociedad son:

	Clase de Acciones	Número de Acciones Clase A	Porcentaje de Acciones Clase A	Número de Acciones Clase B	Porcentaje de Acciones Clase B	Porcentaje total del Capital
Fides Group S.A...	A	19.996.395	77,63%	-	-	38,81%
Prado Largo S.A.	A	1.392.103	5,40%	-	-	2,70%
Juan Manuel Arias	A	1.027.652	3,99%	-	-	1,99%
Jorge Horacio Brito(3)	A	171.275	0,66%	-	-	0,33%
Jorge Pablo Brito(3)	A	277.830	1,08%	-	-	0,54%
Delfin Jorge Ezequiel Carballo(3)	A	171.276	0,66%	-	-	0,33%
Fintech Energy LLC(1) y (2)	A/B	2.723.593	10,57%	11.424.445	44,35%	27,46%
Jorge Horacio Brito	B	-	-	3.294.173	12,79%	6,39%
Jorge Pablo Brito	B	-	-	3.294.173	12,79%	6,39%
Delfin Jorge Ezequiel Carballo	B	-	-	3.294.175	12,79%	6,39%
Andreas Keller Sarmiento	B	-	-	4.453.158	17,29%	8,64%
Total		25.760.124	100,00%	25.760.124	100,00%	100,00%

(1) De esta cantidad de acciones clase B, Fintech ha otorgado a Andreas Ignacio Keller Sarmiento una participación en los derechos políticos y económicos de 1.542.084 acciones Clase B, y ha acordado también la transferencia a Andreas Ignacio Keller Sarmiento de dicha cantidad de acciones Clase B una vez pagado un precio de compra financiado con fecha de vencimiento final el 30 de diciembre de 2015.

(2) De esta cantidad de acciones clase A, Fintech ha otorgado a Fides Group S.A. una participación en los derechos políticos y económicos de la totalidad de dichas acciones, y ha acordado también la transferencia a Fides Group de dicha cantidad de 2.209.767 acciones Clase A una vez pagado un precio de compra financiado con fecha de vencimiento final el 30 de diciembre de 2015.

(3) Los accionistas de la Sociedad se comprometieron a negociar y constituir un fideicomiso, a fin que los accionistas Fintech, Jorge Horacio Brito, Jorge Pablo Brito y Delfín Jorge Ezequiel Carballo, transfieran al fiduciario a ser elegido de común acuerdo, 1.134.207 acciones Clase A, representativas del 2,19% del capital social de Genneia. El fiduciario a ser elegido ejercerá el derecho de voto de dichas acciones conforme a las instrucciones que le impartirá Fides (de tal forma que la Clase A y la Clase B tengan cada una el 50% de los derechos políticos), mientras que los derechos económicos de dichas acciones serán conservados por los accionistas mencionados.

A la fecha del presente Prospecto los accionistas que son propietarios de más del 5% en la Sociedad son:

Fides Group S.A. es una compañía holding argentina cuya actividad principal es la inversión en proyectos de la industria energética. La compañía es controlada por el Sr. Alejandro P. Ivanissevich, quien tiene una amplia experiencia en el negocio de la energía y ha sido un miembro de la gerencia y la junta directiva de varias empresas líderes en el sector eléctrico argentino y extranjero. Fides es titular de 19.996.395 Acciones Clase A que representan el 38,81% del capital accionario y el 38,81% de los derechos de voto de la Sociedad;
Fintech Energy LLC es una compañía holding de responsabilidad limitada constituida bajo las leyes de Delaware controlados por Fintech Advisory Inc., con inversiones en varias empresas en Argentina.Fintech es titular: (i) de 2.723.593 Acciones Clase A que representan el 5,28% del capital accionario y el 5,28% de los derechos de voto de la Sociedad y (ii) de 11.424.445 Acciones Clase B que representan el 22,17% del capital accionario y el 22,17% de los derechos de voto de la Sociedad;
El Sr. Jorge Horacio Brito es un inversor argentino con más de 30 años de experiencia en la industria bancaria. Él es el Presidente del Directorio de Banco Macro S.A. (uno de los principales bancos de Argentina), Banco del Tucumán S.A., Macro Securities S.A., Inversora Juramento S.A. y Banco Privado de Inversiones S.A. También es el Presidente de FELABAN (Federación Latinoamericana de Bancos) y ADEBA (Asociación de Bancos Argentinos). Jorge Horacio Brito es titular: (i) de 171.275 Acciones Clase A que representan el 0,33% del capital accionario y 0,33% de los derechos de voto de la Sociedad y (ii) de 3.294.173 Acciones Clase B que representan el 6,39% del capital accionario y el 6,39% de los derechos de voto de la Sociedad;
El Sr. Jorge Pablo Brito es un inversor argentino con un papel activo en la industria bancaria. Es miembro del Directorio de Genneia. También es el CFO de Banco Macro S.A., presidente de Macro Warrants S.A. y se desempeña como miembro del Directorio de Banco del Tucumán S.A., Macro Securities S.A. y MAE, Merval. Jorge Pablo Brito es titular: (i) de 277.830 Acciones Clase A que representan el 0,54% del capital accionario y de los derechos de voto de la Sociedad y (ii) de 3.294.173 Acciones Clase B que representan el 6,39% del capital accionario y el 6,39% de los derechos de voto de la Sociedad;
El Sr. Delfín Jorge Ezequiel Carballo es un inversor argentino con más de 20 años de experiencia en la industria bancaria. Él es el Vice-Presidente del Directorio de Banco Macro S.A. (uno de los principales Bancos de Argentina). Sr. Carballo también se encuentra designado como Vice-Presidente del Directorio de Banco del Tucumán S.A. y Macro Securities S.A. Delfín Jorge Ezequiel Carballo es titular: (i) de 171.276 acciones Clase A que representan el 0,33% del capital accionario y el 0,33% de los derechos de voto de la Sociedad ; y (ii) de 3.011.592 Acciones Clase B que representan el 5,85% del capital accionario y el 5,85% de los derechos de voto de la Sociedad; y
El Sr. Andreas Ignacio Keller Sarmiento es un inversor argentino con más de 20 años de experiencia en la industria bancaria. Trabajó durante varios años en el sector de la banca de inversión en Londres, Nueva York y Buenos Aires para Salomon Brothers y Credit Suisse.Andreas Keller Sarmiento es titular de 4.453.158 Acciones Clase B que representan el 8,64% del capital accionario y el 8,64% de los derechos de voto de la Sociedad.

Fides es una sociedad anónima con domicilio en la calle Talcahuano 778, Piso 1°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, constituida de conformidad con las leyes de la República Argentina, inscripta originariamente en la IGJ el 1 de noviembre de 2004 bajo el Número 13671, Libro 26, Tomo de Sociedades por Acciones.

A la fecha del presente Prospecto, el capital social de Fides es de $ 20.000.000 (pesos veinte millones). Los accionistas de Fides son:

Alejandro Ivanissevich, cuyo porcentaje de participación en Fides es igual al 72,72% del capital accionario;
Maximiliano Ivanissevich, cuyo porcentaje de participación en Fides es igual al 15% del capital accionario;
South American Energy Development LLC (una sociedad constituida en el Estado de Deleware, Estados Unidos de América) cuyo porcentaje de participación es igual al 7,50% del capital accionario;
El Gonzalo S.A. (una sociedad constituida en la República Argentina) cuyo porcentaje de participación es igual al 2,50% del capital accionario; y
Nicolás Pedro Ivanissevich, cuyo porcentaje de participación es igual al 2,28% del capital accionario.

Fintech es una sociedad constituida de conformidad con las leyes del Estado de Delaware, Estados Unidos de América, con domicilio en la calle Corporation Service Company, 2711 Centerville Road, departamento 400, Wilmington, Condado de New Castle, Delaware, 19.808, Estados Unidos de América. Fintech se encuentra inscripta ante la IGJ bajo el Número 416 del Libro 58 Tomo B de Estatutos Extranjeros (artículo 123 de la Ley de Sociedades Comerciales). Fintech no se encuentra sujeta a restricción o prohibición legal alguna en el país de su constitución.

Fintech Advisory Inc., una sociedad constituida en los Estados Unidos de América, es titular del 100% del capital accionario y de los derechos de voto de Fintech.

Cambios significativos en la composición accionaria

Con fecha 1 de junio de 2011 AEI Utilities S.L. (“AEIU”) -hasta dicha fecha accionista de la Compañía- transfirió a Fides (i) un total de 20.124.851 acciones ordinarias Clase B representativas del 42,727% del capital social y votos de la Sociedad y (ii) la obligación negociable convertible en acciones emitida por la Sociedad en fecha 7 de agosto de 2009 a favor de Mesquite Holdings B.V. (una compañía afiliada de AEIU) por un valor nominal original de U$S 15.000.000 (dólares estadounidenses quince millones). Esa obligación negociable fue precancelada por la Sociedad con fecha 1 de febrero de 2012.

En forma simultánea, Fides procedió a vender y transferir dichas acciones y la obligación negociable convertible antes mencionada (que a la fecha de este Prospecto se encuentra cancelada en su totalidad) a Fintech Energy LLC, una sociedad constituida conforme a las leyes del Estado de Delaware, Estados Unidos de América (“Fintech”). Se han realizado las correspondientes presentaciones ante el ENARGAS y la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia respecto de dichas transferencias, pero los referidos organismos aún no se han expedido.

Con fecha 25 de agosto de 2011, la Sociedad emitió una obligación negociable privada convertible en acciones preferidas, subordinadas, garantizadas por la totalidad de los accionistas de la Sociedad con prenda de sus respectivas acciones de la Sociedad, denominadas Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles Clase V. El valor nominal de emisión fue por U$S 50 millones. Dichas obligaciones negociables fueron suscriptas por Fintech y emitidas de acuerdo con la Ley de Obligaciones Negociables, y están subordinadas a las obligaciones negociables Clase II y Clase III con oferta pública emitidas por la Sociedad, conforme a los términos de subordinación previstos en las condiciones de emisión de estas últimas. Al respecto, véase en este Prospecto la sección “5. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera. 4. Endeudamiento. Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles Clase V”.

El 20 de diciembre de 2011, los señores Jorge Horacio Brito, Delfín Jorge Ezequiel Carballo y Jorge Pablo Brito, adquirieron de Fintech 9.034.774 acciones ordinarias Clase B y 513.826 acciones ordinarias Clase A conforme a las proporciones que a continuación se indican: (i) Jorge Horacio Brito adquirió 3.011.591 acciones ordinarias Clase B y 171.275 acciones ordinarias Clase A, (ii) Jorge Pablo Brito adquirió 3.011.591 acciones ordinarias Clase B y 171.275 acciones ordinarias Clase A, y (iii) Delfín Jorge Ezequiel Carballo adquirió 3.011.592 acciones ordinarias Clase B y 171.276 acciones ordinarias Clase A. La mencionada adquisición otorgó a dicha fecha, en total y en conjunto a las personas antes mencionadas, el 20,27% del capital social y de los votos de la Sociedad, como asimismo les otorgó el derecho a designar dos (2) directores titulares y dos (2) directores suplentes de la Sociedad.

El 1 de febrero de 2012 el accionista Fintech realizó un aporte irrevocable de capital a cuenta de futura suscripción de acciones por un monto total de U$S 15.000.000 (dólares estadounidenses quince millones), el cual fue aceptado por el Directorio de la Sociedad en la misma fecha (el “Aporte Irrevocable”). Con fecha 2 de febrero de 2012, Fintech, Fides y Andreas Ignacio Keller Sarmiento celebraron un contrato de participación en virtud del cual Fintech otorgó a Fides y Andreas Ignacio Keller Sarmiento una participación en los derechos políticos y económicos sobre el 25% y 11.64%, respectivamente, del Aporte Irrevocable, y acordó también la transferencia a Fides y Andreas Ignacio Keller Sarmiento de las acciones que se emitan en caso de que se resolviera su capitalización.

Con fecha 28 de marzo de 2012 la Sociedad se notificó de la cesión y transferencia de Fintech a favor de Jorge Pablo Brito, Jorge Horacio Brito y Delfín Jorge Ezequiel Carballo de parte de los derechos y obligaciones derivados del Aporte Irrevocable, incluyendo pero no limitando el derecho para la suscripción de las acciones que emita la Sociedad con motivo de la capitalización del Aporte Irrevocable, de forma que el Sr. Jorge Pablo Brito resultó titular de los derechos que surgen del Aporte Irrevocable por la suma de U$S 959.091 (dólares estadounidenses novecientos cincuenta y nueve mil noventa y uno), el Sr. Jorge Horacio Brito resultó titular de los derechos que surgen del Aporte Irrevocable por la suma de U$S 959.090 (dólares estadounidenses novecientos cincuenta y nueve mil noventa)y el Sr. Delfín Jorge Ezequiel Carballo resultó titular de los derechos que surgen del Aporte Irrevocable por la suma de U$S 959.091 (dólares estadounidenses novecientos cincuenta y nueve mil noventa y uno).

Con fecha 13 de abril de 2012, Fides Group S.A. y Fintech acordaron los términos de un segundo acuerdo de participación en virtud del cual Fintech otorgó a Fides Group S.A. una participación en los derechos políticos y económicos sobre el 25% del Aporte Irrevocable y por lo tanto, sobre el 25% de las acciones Clase A que resulten emitidas en virtud de la capitalización del Aporte Irrevocable, las que inicialmente serán registradas a nombre de Fintech Energy LLC sujeto a los términos de dicho segundo acuerdo de participación (el “Segundo Acuerdo de Participación Fintech-Fides”, y junto con el Primer Acuerdo de Participación Fintech-Fides, los “Acuerdos de Participación Fintech-Fides”, y junto con el acuerdo de participación celebrado entre Fintech Energy LLC y Andreas Ignacio Keller Sarmiento, los “Acuerdos de Participación”).

La asamblea de accionistas de la Sociedad, con fecha 13 de abril de 2012 aprobó adaptar ciertas cláusulas del estatuto actual de la Sociedad para reflejar la posibilidad de que el accionista Fintech posea acciones Clase A, respetando lo dispuesto en los Acuerdos de Participación, sin que éstas sean convertidas automáticamente en acciones Clase B, conforme las disposiciones del estatuto. De tal forma, en dicha fecha fueron emitidas 2.209.767 acciones ordinarias Clase A, nominativas no endosables, de $ 1 valor nominal cada una y con derecho a un voto por acción, y 2.209.767 acciones ordinarias Clase B, nominativas no endosables, de $ 1 valor nominal y con derecho a un voto por acción.

Asimismo la asamblea de accionistas aprobó capitalizar el Aporte Irrevocable disponiéndose el aumento del capital social en la suma de $ 4.419.534. Por lo tanto, a la fecha del presente el capital social de Genneia asciende a la suma de $ 51.520.248, y se divide en (a) 25.760.124 acciones ordinarias Clase A nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción; y (b) 25.760.124 acciones ordinarias Clase B nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción.

El 13 de septiembre de 2013 el accionista Prado Largo S.A. notificó a la Sociedad, en los términos del artículo 215 de la Ley de Sociedades, la transferencia de 106.555 acciones ordinarias Clase A nominativas no endosables de $ 1 VN cada una y con derecho a un voto por acción de la Sociedad a favor del Sr. Jorge Pablo Brito.

Convenio de Accionistas de la Sociedad

Con fecha 24 de agosto de 2011 los accionistas de la Sociedad, Fides y Prado Largo S.A., suscribieron un convenio de accionistas (el “Convenio de Accionistas”) con la Sociedad, con el objeto de fijar las pautas para el funcionamiento como sociedad anónima y actividad comercial de la misma.

Entre los puntos más destacados que regula el Convenio de Accionistas se puede mencionar:

Las Asambleas deberán celebrarse de conformidad con lo previsto en la Ley de Sociedades Comerciales y en el Convenio de Accionistas. Cada uno de los Accionistas tendrá el derecho de asistir a todas las asambleas tanto ordinarias como extraordinarias, así como también tendrá el derecho de participar y votar en las mismas;
En la medida que este permitido por el Estatuto de la Sociedad y por la ley, los Accionistas podrán participar en las Asambleas vía conferencia telefónica o video conferencia o cualquier otro dispositivo que les permita comunicarse y ser vistos por todos los asistentes, simultánea e instantáneamente;
Respecto del Quórum y los requerimientos de voto, el Convenio de Accionistas prevé inicialmente que: (a) mientras las Acciones Ordinarias Clase A y Clase B representen el 50% del total accionario cada una, las decisiones asamblearias deberán adoptarse y ser aprobadas por el 70% del “Capital Accionario” (para el cómputo del Capital Accionario se tienen en cuenta todas las Acciones Ordinarias en circulación más las Acciones Preferidas Clase A); (b) siempre que las Obligaciones Negociables Subordinadas hayan sido convertidas en Acciones Preferidas Clase A y, siempre que las Acciones Preferidas Clase A se encuentren en circulación, las decisiones asamblearias que traten los temas indicados en el Anexo 1 del Convenio de Accionistas, deberán adoptarse y ser aprobadas por el 65% del Capital Accionario; (c) siempre que cada una de las Clases de Acciones Ordinarias represente más del 35% del Capital Accionario y siempre que las Obligaciones Negociables Subordinadas no hayan sido convertidas en Acciones Preferidas Clase A, las decisiones asamblearias que traten los temas indicados en el Anexo 2 del Convenio de Accionistas, deberán adoptarse y ser aprobadas por el 65% del Capital Accionario; (d) siempre que cada una de las Clases de Acciones Ordinarias represente más del 20% del Capital Accionario, las decisiones asamblearias que traten los temas indicados en el Anexo 3 del Convenio de Accionistas, deberán adoptarse y ser aprobadas por el 80% del Capital Accionario;
El Convenio de Accionistas prevé que la administración de la Sociedad estará a cargo de un Directorio que inicialmente estará constituido por un mínimo entre 6 y 10 directores titulares e igual número de suplentes;
En principio, los accionistas no podrán transferir los activos de la Sociedad a ninguna persona física o jurídica a menos que así lo exija una disposición legal y siempre de conformidad con el Convenio de Accionistas;
El Convenio de Accionistas prevé que cualquier persona, física o jurídica, a quien, no siendo parte del mismo, se le hayan transferido activos de la Sociedad, deberá, como condición de dicha transferencia, firmar un ejemplar del Convenio de Accionistas aceptando quedar sujeto a los términos y condiciones del mismo y prestando declaración de que dichos activos de la Sociedad se adquieren por su propia cuenta para inversión y no en vistas a ser distribuido posteriormente.

Participación en otras sociedades

Para mayor información consultar la Sección “4. Información sobre la Sociedad”.

Acciones Preferidas Clase A

Descripción General de las Acciones Preferidas Clase A.

A continuación se describen los términos y condiciones de las acciones preferidas Clase A, Serie I, de la Sociedad (las “Acciones Preferidas Clase A”).

Los presentes términos y condiciones de las Acciones Preferidas Clase A se denominan “Condiciones de Emisión” y toda referencia a una “Condición” numerada en la presente se refiere a la Condición cuya numeración se corresponde con la numeración prevista en la presente.

Las Acciones Preferidas Clase A se emitirán por conversión de las Obligaciones Negociables Clase V Subordinadas Convertibles por valor Nominal U$S 50.000.000 cuya emisión fue aprobada por la Sociedad el 24 de agosto de 2011 (las “Obligaciones Negociables Subordinadas”).

A continuación se resumen los principales términos de las Acciones Preferidas Clase A

a. Las Acciones Preferidas Clase A serán nominativas no endosables de conformidad con el artículo 208 de la Ley 19.550 de Sociedades Comerciales, y sus modificatorias (la “Ley de Sociedades”) y tendrán la totalidad de los derechos que se describen en la presente, en el estatuto de la Sociedad y/o en la ley aplicable.

b. A los efectos de la emisión de las Acciones Preferidas Clase A, los tenedores de las Obligaciones Negociables Subordinadas deberán notificar por medio fehaciente a Genneia S.A. el ejercicio de su derecho a convertir sus Obligaciones Negociables Subordinadas en Acciones Preferidas Clase A. De conformidad con lo dispuesto por la Ley 23.576 de Obligaciones Negociables, modificada por Ley de Obligaciones Negociables el obligacionista que así notifique el ejercicio de su derecho de conversión será considerado accionista de Genneia en los términos de las Acciones Preferidas Clase A desde el mismo momento de dicha notificación (la “Fecha de Conversión”) y la Sociedad deberá registrar en el libro de accionistas de la Sociedad a su nombre y entregarle las constancias de cuenta escriturales respecto de las Acciones Preferidas Clase A que le correspondan dentro de los 30 días de dicha notificación. Durante todo el tiempo en que esté pendiente dicho registro a su nombre de sus Acciones Preferidas Clase A, el obligacionista podrá ejercer sus derechos de accionista tenedor de Acciones Preferidas Clase A mediante los títulos o documentos en que se representen sus Obligaciones Negociables Subordinadas tal como si dichas Obligaciones Negociables Subordinadas fueran Acciones Preferidas Clase A y con la totalidad de los derechos pertenecientes a las Acciones Preferidas Clase A que aquí se describen, incluyendo sin limitación, el derecho a solicitar la convocatoria a asambleas, el derecho a elegir 7 directores titulares y 7 directores suplentes (o, (a) si el número de directores titulares no hubiera sido aumentado a 13 miembros titulares, o (b) si la Participación de las Preferidas Clase A (tal como se define más abajo) fuera del 49% del capital y de los votos; aquella cantidad de miembros proporcional a la participación de las Acciones Preferidas Clase A en el capital de la Sociedad), y demás derechos aquí previstos.

c. Una vez registradas a nombre del obligacionista las Acciones Preferidas Clase A que le correspondan por conversión de sus Obligaciones Negociables Subordinadas, el obligacionista deberá entregar a la Sociedad para su cancelación los títulos en los que se representen las Obligaciones Negociables Subordinadas así convertidas.

d. Las Acciones Preferidas Clase A por conversión de Obligaciones Negociables Subordinadas se emitirán en un número tal que, luego de la conversión total de dichas obligaciones negociables, representen el 51% del total de las acciones ordinarias y preferidas de la Sociedad en circulación (incluyendo acciones de participación conforme las normas de la Comisión Nacional de Valores) y el 51% de los votos en las asambleas generales de la Sociedad, incluyendo en la base de cálculo de dicho 51% también a las Acciones Preferidas Clase A que se emitan por conversión (la “Participación de las Preferidas Clase A”), previéndose que si al momento de la conversión el valor nominal de capital pendiente de pago de las Obligaciones Negociables Subordinadas fuera de U$S 20.000.000 y no más, la Participación de las Preferidas Clase A será del 49% del total de acciones ordinarias y preferidas de la Sociedad en circulación (incluyendo acciones de participación conforme las normas de la Comisión Nacional de Valores) y el 49% de los votos en las asambleas generales de la Sociedad, incluyendo en la base de cálculo de dicho 49% también a las Acciones Preferidas Clase A que se emitan por conversión. En caso que la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas por la cantidad de Acciones Preferidas Clase A que sea necesario emitir para que las mismas representen la Participación de las Preferidas Clase A implique una emisión de acciones por debajo de su valor nominal y dicha circunstancia estuviera prohibida por las normas aplicables, no podrá realizarse ninguna conversión de Obligaciones Negociables Subordinadas.

e. El monto total en dólares estadounidenses del valor nominal de capital de las Obligaciones Negociables Subordinadas más los intereses compensatorios y punitorios, y demás accesorios, incluyendo montos adicionales por retención de impuestos, al momento de notificarse la conversión en Acciones Preferidas Clase A (en adelante el “Monto Adeudado”) será tomado por la Sociedad como el precio de suscripción (en adelante el “Precio de Suscripción”) de la totalidad de las Acciones Preferidas Clase A que representen la Participación de las Preferidas Clase A. En consecuencia el Precio de Suscripción por acción resultará de dividir el Precio de Suscripción por la cantidad efectiva de Acciones Preferidas Clase A que haya sido necesario emitir para que todas representen la Participación de las Preferidas Clase A.

f. La Sociedad realizará como acto interno propio que no genere efectos adversos sobre los derechos de los tenedores de Acciones Preferidas Clase A contra la Sociedad aquí descriptos, las imputaciones que sean necesarias para contabilizar un aumento nominal del capital social equivalente al número de Acciones Preferidas Clase A emitidas y la contabilización de una prima de emisión por la diferencia entre el Precio de Suscripción y dicho aumento nominal de capital social. Dicha prima de emisión no podrá ser capitalizada ni distribuida ni imputada a ningún efecto, con la sola excepción de su imputación, total o parcialmente, al rescate de las Acciones Preferidas Clase A.

g. Las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho preferencial al cobro de dividendos en los términos que se describen en la Condición 2 de la presente.

h. Las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho preferencial al cobro de su valor de rescate en los términos que se describen en la Condición 3 de la presente.

i. Las Acciones Preferidas Clase A tendrán las demás preferencias que se describen en las presentes Condiciones.

j. Las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho a 1 voto por acción en todo momento.

k. Las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho de suscripción preferente y acrecer para la suscripción de nuevas acciones en los términos del artículo 194 y subsiguientes de la Ley de Sociedades, sin perjuicio de la prohibición prevista en la Condición 5 (b) más abajo respecto de la emisión de nuevas acciones salvo consentimiento expreso de la asamblea especial de Acciones Preferidas Clase A en los términos allí previstos.

l. Sin perjuicio de los actos internos mencionados en la Condición 1.(f) precedente, los términos y condiciones de las Acciones Preferidas Clase A son los descriptos en el presente documento y una vez autorizada la emisión de las Obligaciones Negociables Subordinadas por la asamblea de accionistas y resuelta su emisión por parte del Directorio de la Sociedad no será necesaria ninguna otra resolución de la asamblea de accionistas o del Directorio de la Sociedad ni ningún otro acto societario interno de la Sociedad para que la Sociedad esté obligada a cumplir y cumpla con los términos previstos en las Obligaciones Negociables Subordinadas y en las Condiciones de las Acciones Preferidas Clase A, incluyendo respecto de la conversión de Obligaciones Negociables Subordinadas por Acciones Preferidas Clase A, el pago del Dividendo Preferido y el pago del Valor de Rescate de las Acciones Preferidas A. La Sociedad no podrá excusar el cumplimiento de sus obligaciones en cualquier acto interno, contable, societario o de otro tipo que la Sociedad pueda llevar a cabo a fin de contabilizar el aumento de capital y la prima de emisión correspondiente ante la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas por Acciones Preferidas Clase A.

Derecho a Dividendos

Las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho preferencial a percibir semestralmente un monto fijo en dólares estadounidenses de libre disponibilidad fuera de Argentina equivalente al 18% (dieciocho por ciento) nominal anual calculado sobre el monto en dólares estadounidenses del Monto Adeudado a la Fecha de la Conversión (el “Dividendo Preferido”), junto con sus Intereses (conforme se define más adelante) si los hubiera.

El Dividendo Preferido se devengará diariamente y será pagadero: i) semestralmente en las siguientes fechas: (a) el último día hábil del quinto mes subsiguiente a la fecha de cierre de ejercicio anual de Genneia, actualmente el 31 de mayo de cada año; y (b) la fecha que ocurra 6 meses antes o después, según corresponda, de la fecha indicada anteriormente, actualmente el 30 de noviembre de cada año; o ii) con anterioridad a dicha fecha en caso de rescate o recompra de acciones, en cuyo caso, respecto de las acciones que se estén rescatando en cierta fecha, el monto así devengado o acumulado será pagadero en la fecha de rescate de dichas Acciones Preferidas Clase A.

El Dividendo Preferido será acumulativo. Cualquier suma o monto pagadero de conformidad con los términos de las Acciones Preferidas Clase A, incluyendo sin limitación Dividendos Preferidos y Cuotas de Rescate (según se define más abajo) que no sea pagado en la fecha que corresponda de conformidad con los presentes términos y condiciones continuará siendo calculado, denominado y mantenido en dólares estadounidenses de libre disponibilidad y devengará intereses desde el día en que se debería haber pagado hasta la fecha de su efectivo pago a una tasa nominal anual igual a Libor (tal como se define a continuación) (los “Intereses”) más, para el caso de Cuotas de Rescate impagas, el Margen Adicional (tal como se define más adelante). “Libor” significa: respecto de cualquier período en el que deba ser calculada, la tasa nominal anual, determinada a aproximadamente las 11.00 hs. (hora de Londres) del día hábil de inicio del período para el que deba ser calculada por referencia a las Tasas de Liquidación de Intereses de la Asociación de Bancos Británicos (British Bankers' Association Interest Settlement Rates) para depósitos en dólares para períodos de seis meses según se exponga en el Servicio de Información Bloomberg o cualquier sucesor o cualquier otro servicio designado por la Asociación de Bancos Británicos como un proveedor de información autorizada con el objeto de mostrar tales tasas; teniendo en cuenta, no obstante, que en caso de que no pudiera determinarse una tasa de interés según las disposiciones precedentes de esta definición, “Libor” será la tasa de interés nominal anual determinada por una mayoría de tenedores de Acciones Preferidas Clase A como el promedio de las tasas nominales anuales a las que se ofrecen depósitos en dólares para períodos de seis meses por los principales bancos del mercado interbancario de Londres en Londres, Inglaterra, a aproximadamente las 11.00 hs. (hora de Londres) del día hábil anterior al inicio del período para el que deba ser calculada. A los efectos del cálculo del monto de Intereses devengado e impago a cierta fecha, se tomará un año de 360 días y los días efectivamente transcurridos durante el período menor a un año que sea necesario calcular.

Las Acciones Preferidas Clase A tienen derecho a cobrar el Dividendo Preferido y sus Intereses, si los hubiera, con prioridad y preferencia al pago de cualquier suma o cualquier distribución a cualquier otra clase de acciones, incluyendo sin limitación por concepto de intereses, dividendos o distribuciones de ganancias o utilidades, acumuladas, de ejercicio, o anticipadas, rescates, recompras, amortización de acciones o reducciones de capital, en efectivo o en especie, o cualquier otra operación por medio de la cual la Sociedad realice un pago o cualquier tipo de distribución a sus accionistas. En caso que una vez pagados los Dividendos Preferidos y sus Intereses, si los hubiera, la Sociedad realizara una distribución permitida de dividendos ordinarios las Acciones Preferidas Clase A no participarán en dichos dividendos ordinarios.

Rescate

Las Acciones Preferidas Clase A serán rescatadas obligatoriamente en las fechas previstas en el estatuto.

Las Acciones Preferidas Clase A serán rescatadas totalmente mediante el pago de su Valor de Rescate (tal como se define a continuación) en cinco cuotas anuales, iguales y consecutivas, cada una equivalente al 20% (veinte por ciento) del Valor de Rescate (cada una de ellas, una “Cuota de Rescate”). “Valor de Rescate” significa una suma en dólares estadounidenses de libre disponibilidad equivalente a la suma en dólares estadounidenses de libre disponibilidad que constituyó el Monto Adeudado en la Fecha de Conversión. La primera Cuota de Rescate será pagadera el 31 de mayo del primer año calendario inmediatamente siguiente a su fecha de emisión y cada una de las restantes el 31 de mayo del año inmediatamente siguiente a la anterior. Con anterioridad o conjuntamente con la realización del pago de cualquier Cuota de Rescate, la Sociedad deberá pagar totalmente el monto correspondiente de los Dividendos Preferidos e Intereses y Margen Adicional, si los hubiera, devengados e impagos sobre la totalidad de las Acciones Preferidas Clase A. En ningún caso se permitirá el pago de una Cuota de Rescate sin haber pagado previamente o conjuntamente el monto correspondiente a la totalidad de los Dividendos Preferidos e Intereses y Margen Adicional adeudados sobre la totalidad de las Acciones Preferidas Clase A, incluyendo para evitar cualquier duda, aquellas Acciones Preferidas Clase A que corresponda rescatar total o parcialmente en la fecha de pago de la Cuota de Rescate de que se trate.

La porción de la Cuota de Rescate que no pueda ser pagada por no contar la Sociedad con fondos suficientes para pagar Dividendos Preferidos e Intereses sobre la totalidad de las Acciones Preferidas Clase A más la totalidad de la Cuota de Rescate de que se trate, será pagadera junto con la próxima Cuota de Rescate y continuará siendo calculada, denominada y mantenida en dólares estadounidenses de libre disponibilidad y dicha porción impaga también devengará Intereses más un margen adicional de 2 puntos porcentuales nominal anual (el “Margen Adicional”) hasta la fecha de su pago efectivo.

En todos los casos el pago de cada Cuota de Rescate se imputará como la amortización de la porción correspondiente por cada acción y no como la cancelación total de una cierta cantidad de acciones de forma tal que las Acciones Preferidas Clase A siempre mantendrán su número y poder de voto correspondiente a la Participación de las Preferidas Clase A en la Sociedad hasta que sean totalmente rescatadas.

Rescate Anticipado Opcional

Las Acciones Preferidas Clase A también podrán ser rescatadas con anterioridad a su fecha pre-establecida de rescate, pero sólo totalmente y no parcialmente si así lo dispone la Sociedad, en cuyo caso se corresponderá el pago del Valor de Rescate Anticipado (tal como se define más adelante).

El Valor de Rescate Anticipado (“Valor de Rescate Anticipado”) que la Sociedad deberá pagar para poder rescatar anticipadamente a su opción, es una suma en dólares estadounidenses de libre disponibilidad equivalente a la suma de los siguientes conceptos: i) una suma en dólares estadounidenses de libre disponibilidad equivalente a la suma en dólares estadounidenses de libre disponibilidad que constituyó el Precio de Suscripción de las Acciones Preferidas Clase A en la Fecha de Conversión, menos cualquier Cuota de Rescate vencida y pagada efectivamente, más ii) el Dividendo Preferido devengado y/o acumulado desde la Fecha de Conversión y hasta la Fecha de Rescate Anticipado (según se define más abajo), menos el monto del Dividendo Preferido ya pagado, más iii) el monto de los Intereses y Margen Adicional devengados e impagos hasta la fecha de rescate.

Procedimiento para el Rescate Anticipado: Dentro de los 30 días posteriores o a la fecha de tomar la resolución de realizar el rescate anticipado opcional de las Acciones Preferidas Clase A, la Sociedad notificará dicha circunstancia a cada tenedor de Acciones Preferidas Clase A por carta certificada dirigida al último domicilio de dicho accionista registrado en su Registro de Acciones. Dicha notificación (el “Aviso de Rescate”) contendrá las siguientes indicaciones: (1) que la Sociedad ha decidido ejercer su derecho de rescatar anticipadamente la totalidad (pero no parte) de las Acciones Preferidas Clase A; (2) la “Fecha de Rescate Anticipado”, que no será antes de los 30 días siguientes ni después de los 60 días siguientes de la fecha del Aviso de Rescate; y (3) que las acciones presentadas para el rescate dejarán de devengar dividendos después de la Fecha de Rescate Anticipado, si fueran rescatadas efectivamente de conformidad con los términos de la presente.

El Valor de Rescate Anticipado será sometido a consideración de una Asamblea Especial de los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A que se convocará y celebrará de acuerdo con el artículo 250 de la Ley de Sociedades dentro de los 30 días anteriores a la Fecha de Rescate Anticipado. En dicha asamblea se realizarán las deliberaciones que sean necesarias respecto de dicho valor hasta que el mismo sea aprobado o rechazado por mayoría de presentes en la asamblea.

Utilización de Fondos. Las partidas y los fondos necesarios para hacer frente a los pagos de rescate (ya sean obligatorios u opcionales) podrán provenir de las operaciones de la sociedad o de financiamiento provisto por terceros. Todo monto que correspondiera pagar en concepto de rescate vencido y no pagado (ya sea obligatorio u opcional) continuará siendo calculado, denominado y mantenido en dólares estadounidenses y llevará Intereses y Margen Adicional, si los hubiera, desde la fecha en que hubiere correspondido efectuarlo hasta la fecha en que sea efectivamente pagado.

Preferencias. Orden de Prelación.

Las Acciones Preferidas Clase A tienen preferencia y prelación para el ejercicio, percepción y cobro de los derechos económicos y créditos establecidos en la presente, incluyendo en caso de liquidación de la Sociedad o ejercicio del derecho de receso, respecto de cualquiera de las acciones ordinarias de la Sociedad y cualquier otra clase de acciones preferidas de la Sociedad o acciones de participación tal como las definen las normas de la Comisión Nacional de Valores, o cualquier otro tipo de acciones permitido de la Sociedad o de cualquier otra sociedad resultante de una fusión propiamente dicha de la Sociedad con un tercero o de una escisión fusión con otra sociedad o cualquier otra sociedad a la que esta Sociedad se incorpore mediante un proceso de fusión por absorción o similar. Dicha preferencia y prelación respecto a las acciones ordinarias y otras clases de acciones preferidas, incluye la preferencia para cobrar Dividendos Preferidos, Intereses, Margen Adicional y Cuotas de Rescate, junto con sus demás accesorios, tanto durante el devenir normal de la Sociedad como en su Liquidación.

El pago de las sumas que corresponda pagar a las Acciones Preferidas Clase A de conformidad con sus términos y condiciones de emisión se imputará en el siguiente orden: (i) indemnizaciones o compensaciones que correspondan por reembolsos de gastos o impuestos a cargo de la Sociedad, (ii) a los Intereses devengados e impagos por Dividendos Preferidos no pagados en las fechas establecidas a tal efecto, (iii) a los Intereses y Margen Adicional devengados e impagos por Cuotas de Rescate vencidas e impagas, (iv) a Dividendos Preferidos devengados y/o acumulados y no pagados en las fechas establecidas a tal efecto, y (v) a Cuotas de Rescate vencidas e impagas. Una vez cobrados íntegramente dichos conceptos en su totalidad por los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A, las Acciones Preferidas Clase A no otorgarán derecho a participar en ninguna otra distribución, sea durante el devenir normal de la Sociedad o en su Liquidación.

Prohibiciones

Dividendos y Rescates de Otras Acciones.

No se puede pagar ni declarar o asignar ningún dividendo o realizar ninguna distribución en efectivo u otros bienes a o respecto de cualquiera de las acciones ordinarias de la Sociedad, cualquiera sea su clase, otras acciones preferidas de la Sociedad, cualquiera sea su clase, o acciones de participación tal como las definen las normas de la Comisión Nacional de Valores, o cualquier otro tipo de acciones permitido a menos que con anterioridad a ello se pague el Dividendo Preferido correspondiente a las Acciones Preferidas Clase A. En ningún caso podrá la Sociedad (i) pagar un dividendo o hacer una distribución en efectivo u otros bienes por o respecto de las acciones ordinarias de la Sociedad, cualquiera sea su clase, otras acciones preferidas de la Sociedad, cualquiera sea su clase, o acciones de participación tal como las definen las normas de la Comisión Nacional de Valores, o cualquier otro tipo de acciones permitido mientras existan pagos atrasados en concepto de Dividendo Preferido o Cuotas de Rescate de las Acciones Preferidas Clase A, ni (ii) rescatar, comprar o de otro modo adquirir a título oneroso total o parcialmente cualquiera de las acciones ordinarias de la Sociedad, cualquiera sea su clase, otras acciones preferidas de la Sociedad, cualquiera sea su clase, o acciones de participación tal como las definen las normas de la Comisión Nacional de Valores, o cualquier otro tipo de acciones permitido a menos que antes o en la misma fecha, se rescaten la totalidad de las Acciones Preferidas Clase A.

Emisión de Nuevas Acciones de Otras Clases.

No se podrán emitir nuevas acciones de ninguna otra clase sin el previo consentimiento de dos tercios del total de las Acciones Preferidas Clase A manifestado en una asamblea especial de Acciones Preferidas Clase A celebrada de conformidad con el artículo 250 de la Ley de Sociedades. En caso que se preste expresamente el consentimiento antes mencionado, las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho de suscripción preferente y acrecer en los términos del artículo 194 y subsiguientes de la Ley de Sociedades respecto de la suscripción de dichas nuevas acciones.

Emisión de Nuevas Acciones Preferidas Clase A.

No se podrán emitir nuevas Acciones Preferidas Clase A en exceso del monto que sea necesario para realizar la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas o convertir otras acciones de cualquier clase en Acciones Preferidas Clase A, excepto que sea con el previo consentimiento de dos tercios del total de las Acciones Preferidas Clase A manifestado en una asamblea especial de Acciones Preferidas Clase A celebrada de conformidad con el artículo 250 de la Ley de Sociedades o que se trate de nuevas Acciones Preferidas Clase A liberadas que sean emitidas para los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A como consecuencia de la capitalización de reservas, saldos de revalúo o conceptos similares y siempre y cuando el efecto global de dicha capitalización de reservas, revalúo o conceptos similares no sea el de diluir la Participación de las Preferidas Clase A por debajo del 51% del capital social y los votos en la Sociedad, o del 49% del capital social y los votos en la Sociedad si la Participación de las Preferidas Clase A fuera del 49%.

Prioridad en la Liquidación. Derecho de Receso.

En caso de disolución anticipada, liquidación por el vencimiento del término legal de existencia, o la liquidación obligatoria de la Sociedad (cualquiera de ellas, una “Liquidación”), los tenedores de las Acciones preferidas Clase A tendrán derecho a recibir del producido de la liquidación, antes que los tenedores de las acciones ordinarias de la Sociedad, cualquiera sea su clase, otras acciones preferidas de la Sociedad, cualquiera sea su clase, o acciones de participación tal como las definen las normas de la Comisión Nacional de Valores, o cualquier otro tipo de acciones permitido, las sumas correspondientes a los siguientes conceptos y en el siguiente orden de imputación: (i) indemnizaciones o compensaciones que correspondan por reembolsos de gastos o impuestos a cargo de la Sociedad, (ii) los Intereses devengados e impagos por Dividendos Preferidos no pagados en las fechas establecidas a tal efecto, (iii) los Intereses y Margen Adicional devengados e impagos por Cuotas de Rescate vencidas e impagas, (iv) Dividendos Preferidos devengados y/o acumulados y no pagados hasta la fecha de la Liquidación, y (v) Cuotas de Rescate vencidas e impagas. Una vez cobrados íntegramente dichos conceptos en su totalidad por los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A, las Acciones Preferidas Clase A no otorgarán derecho a participar en ninguna otra distribución, sea durante el devenir normal de la Sociedad o en su Liquidación. Los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A tendrán derecho a percibir las mismas sumas, con la misma preferencia y en el mismo orden de imputación en caso de ejercer su derecho de receso.

Otras Obligaciones de la Sociedad.

La Sociedad se obliga a cumplir con las siguientes obligaciones, a menos que una mayoría de dos tercios del capital nominal de las Acciones Preferidas Clase A en circulación renuncien a las disposiciones que se indican más abajo en una Asamblea Especial de accionistas de la clase, celebrada de acuerdo con el Artículo 250 de la ley de Sociedades;

(a) La Sociedad aplicará todos los fondos provenientes de ganancias realizadas y líquidas (luego de constituida la reserva legal y abonados los honorarios de directores y síndicos) para el pago de los Dividendos Preferidos y las Cuotas de Rescate que correspondan según sus vencimientos, y sin perjuicio de las distribuciones permitidas de dividendos ordinarios.

(b) La Sociedad no constituirá, asumirá ni otro modo causará o tolerará la existencia o entrada en vigencia, para sí o para cualquier subsidiaria, de cualquier gravamen o restricción consensuales en cuanto a la capacidad de alguna subsidiaria de (i) pagar dividendos o hacer otras distribuciones sobre su capital accionario o pagar cualquier deuda a favor de la Sociedad, (ii) hacer préstamos o adelantos a la Sociedad, (iii) transferir sus bienes o activos a la Sociedad.

Lugar y Moneda de Pago

Todos los pagos adeudados a los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A en virtud de estas Condiciones de Emisión se harán: i) en caso que dichos tenedores sean residentes argentinos, en las oficinas de la Sociedad o del agente de pago designado por la Sociedad en Buenos Aires, Argentina, o ii) en caso que dichos tenedores no sean residentes argentinos, en la Ciudad de Nueva York, Estados Unidos de América, mediante transferencia de las sumas en dólares estadounidenses que se adeuden a las cuentas que dichos tenedores indiquen.

Los pagos de Dividendos Preferidos, Intereses, Margen Adicional, Cuotas de Rescate u otros montos que deban ser abonados conforme a las presentes Condiciones de Emisión, deberán ser realizados en dólares estadounidenses de libre disponibilidad. Sólo podrán ser pagados en pesos argentinos a los tenedores que sean residentes argentinos en cumplimiento de la normativa cambiaria vigente o en caso que así sea requerido por estos últimos, en cuyo caso se tomará el tipo de cambio vendedor de dólares estadounidenses por pesos al cierre del día hábil previo a la respectiva fecha de pago en la Ciudad de Buenos Aires, Argentina, según la cotización del Banco de la Nación Argentina al cierre de dicho día (el “Tipo de Cambio”).

En relación con los pagos que deban ser realizados a tenedores que sean residentes extranjeros, en caso de existir restricciones de cambio que restrinjan o impidan la transferencia de dólares estadounidenses fuera del país, la Sociedad utilizará todos los medios legalmente disponibles para efectuar los pagos bajo las Acciones Preferidas Clase A en dólares estadounidenses de libre disponibilidad puestos en la plaza de la Ciudad de Nueva York, Estados Unidos de América, incluyendo: i) la utilización de fondos de libre disponibilidad situados fuera de Argentina, ii) la compra de títulos públicos o privados denominados en moneda extranjera y su venta fuera del país por su contravalor en dólares estadounidenses, o iii) la realización de operaciones con terceros mediante las cuales las obligaciones de la Sociedad fuera de Argentina sean pagadas por un tercero a cambio de que la Sociedad pague las obligaciones de terceros en Argentina.

Derecho a voto

Los tenedores de las Acciones Preferidas Clase A, o sus apoderados, tendrán derecho a concurrir a las Asambleas de Accionistas de la Sociedad, se exigirá su asistencia a fin de constituir el quórum en dichas asambleas, tendrán derecho a ejercer un voto por acción y votarán en conjunto con el resto de las acciones con derecho a voto, incluyendo a las acciones ordinarias, como una sola clase, excepto con respecto a los asuntos relacionados con la elección de Directores donde las Acciones Preferidas Clase A de la Sociedad votarán en conjunto como una sola clase separada y tendrán derecho a elegir: (a) 7 Directores Titulares y 7 Directores Suplentes, en caso de representar las Acciones Preferidas Clase A en su conjunto el 51% del capital social y votos de la Sociedad, o (b) aquella cantidad de miembros proporcional a la participación de las Acciones Preferidas Clase A en el capital de la Sociedad, en caso de representar las Acciones Preferidas Clase A en su conjunto el 49% del capital y los votos de la Sociedad.

Impuestos

Todos los pagos respecto de las Acciones Preferidas Clase A estarán libres de deducción, retención o reembolso por o a cuenta de cualquier impuesto, tasa, gravamen, derecho, contribución o cargo gubernamental, incluyendo impuesto de sellos, impuesto de igualación de ganancias contables con ganancias impositivas, e impuesto a los bienes personales, (en conjunto, “Impuestos”) presentes o futuros que se creen ahora o en el futuro por o dentro de la República Argentina (o cualquier subdivisión política o autoridad fiscal de la misma). Si la ley aplicable exige a la Sociedad retener o deducir dichos Impuestos de o respecto de cualquier suma a pagar en virtud de la presente, la Sociedad aumentará el monto de las sumas que le corresponda pagar de forma tal que luego de realizada la retención o reducción requerida los tenedores cobren el mismo monto que hubiera cobrado si deducción o retención no hubiera sido aplicable, y la Sociedad pagará el monto total deducido a la autoridad fiscal pertinente según corresponda de acuerdo con las disposiciones aplicables en la Argentina, y se entregará a los accionistas el original o una copia certificada de la boleta que acredite el pago de esos Impuestos.

Transacciones entre partes relacionadas

Genneia realiza actividades comerciales con su subsidiaria Enersud.

Enersud centra su operación en las funciones de comercialización detalladas en la sección “4. Información sobre la Sociedad. Unidades de Negocio. Comercialización de gas natural, de capacidad de transporte de gas y de energía eléctrica por Enersud”.

Por su lado, Genneia brinda a Enersud soporte en las áreas de administración y finanzas, servicios corporativos, recursos humanos, compras y control presupuestario.

A partir de 2008, las transacciones comerciales entre Genneia y Enersud se vieron fuertemente incrementadas, dado que Enersud comenzó a comercializar y proveer a Genneia volúmenes de gas natural destinados a la generación eléctrica hasta el año 2013.

Adicionalmente, con fechas 13 de agosto, 4 de septiembre y 1 de octubre de 2008, Genneia tomó tres préstamos en dólares a la suma total de U$S 733.880 del Sr. Alejandro Pedro Ivanissevich. Las principales características de estos préstamos en dólares son las siguientes: todos ellos (a) devengan intereses a una tasa equivalente al 12% anual hasta la fecha de su efectivo pago, (b) son pagaderos en su totalidad al vencimiento (tanto capital como intereses), y (c) están instrumentados mediante pagarés emitidos por la Sociedad al efecto. Durante el mes de febrero de 2009 se precanceló la suma de U$S 1.000.000 de los prestamos adeudados al accionista Alejandro Pedro Ivanissevich. El 9 de marzo de 2010 el Directorio de la Sociedad resolvió, y dicho accionista acreedor aceptó, que a partir del 9 de marzo de 2010 los mutuos devengarán una tasa de interés anual del 19%.

Asimismo, al 31 de diciembre de 2014 Banco Macro S.A. y su parte relacionada Macro Bank Ltd. poseían obligaciones negociables emitidas por la Sociedad por un monto de U$S 23.058.158 representativas del 4,6%, 14,3%, 22,0%, 100% y 3,4% de las Obligaciones Negociables Clase II, Clase III, Clase V, Clase VII y Clase XIII, respectivamente.

Al 31 de diciembre de 2014, el Sr. Delfín Jorge Carballo poseía Obligaciones Negociables Convertibles Subordinadas Clase V por un valor de capital pendiente de pago de U$S 2.000.000, que representa un 4% de dicha serie.

Saldos y operaciones con sociedades relacionadas y accionistas

Los principales saldos consolidados al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 por operaciones con partes relacionadas son los siguientes:


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Otros créditos
Corriente
Accionistas y directores:
Alejandro Pedro Ivanissevich	-	-	-
Andreas Keller Sarmiento	279	279	277
Juan Manuel Arias	64	64	64
Fintech Energy LLC	768	768	765
Jorge Horacio Brito	208	208	206
Jorge Pablo Brito	208	208	206
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	208	208	206
Prado Largo S.A.	35	35	174
Otras sociedades relacionadas:
Energías Sustentables S.A.(1)	13.900	10.442	-
Nor-Aldyl S.A. (1)	491	375	282
	16.161	12.587	2.180
No corriente
Accionistas y directores:
Alejandro Pedro Ivanissevich	-	-	31
Fides Group S.A.	2.028	2.028	2.028
	2.028	2.028	2.059


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Cuentas por pagar
Corriente
Otras sociedades relacionadas:
Energías Sustentables S.A.(1)	124	285	213
	124	285	213


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Préstamos
Corriente
Accionistas y directores:
Alejandro Pedro Ivanissevich	10.799	8.458	4.536
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	37.670	-	943
Delfín Jorge Carballo	17.938	589	449
Andreas Keller Sarmiento	-	-	-
Jorge Horacio Brito	2.767	-	-
Jorge Pablo Brito	136	-	-
Alejandro Gabriel Hontalky	287	-	-
Otras sociedades relacionadas:
Macro Bank Ltd (2)	98.660	14.453	2.469
Banco Macro S.A (2)	42.474	218	7.339
Energías Sustentables S.A.	-	1.891	1.279
	210.731	25.609	17.015


No Corriente
Accionistas y directores:
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	-	-	20.656
Delfín Jorge Carballo	-	13.042	9.836
Jorge Horacio Brito	14.572	-	-
Jorge Pablo Brito	370	-	-
Alejandro Gabriel Hontakly	781	-	-
Otras sociedades relacionadas:
Macro Bank Ltd.(2)	-	140.006	54.098
Banco Macro S.A. (2)	57.012	16.303	50.702
Energías Sustentables S.A. (1)		7.760	7.279
	72.735	177.111	142.571

Las principales operaciones consolidadas con las sociedades relacionadas, subsidiarias y accionistas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012 son las siguientes:


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Compras de bienes y servicios
Otras sociedades relacionadas:
Energías Sustentables S.A. (1)	75	666	8.955
	75	666	8.955


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Recupero (reembolso) de gastos, inversiones y otros servicios, netos
Otras sociedades relacionadas:
Energías Sustentables S.A. (1)	334	17	-
	334	17	-


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Préstamos pagados , netos
Accionistas y directores:
Jorge Horacio Brito	2.366	-	-
Jorge Pablo Brito	119	-	-
Alejandro Gabriel Hontakly	67	-	-
Otras sociedades relacionadas:
Energías Sustentables S.A. (1)	1.518	1.481	-
Banco Macro S.A. (2)	17.583	7.813	-
	21.655	9.294	-


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Préstamos otorgados (cobrados), netos
Accionistas y directores:
Alejandro Pedro Ivanissevich	-	-	21.815
	-	-	21.815


	31-Dic-2014 (en miles de pesos)	31-Dic-2013 (en miles de pesos)	31-Dic-2012 (en miles de pesos)
Intereses y comisiones ganados (perdidos), netos
Accionistas y directores:
Alejandro Pedro Ivanissevich	(1.148)	(1.289)	(151)
Juan Manuel Arias	-	-	-
Fintech Energy LLC	-	-	(4.105)
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	(1.503)	(426)	(2.770)
Delfín Jorge Carballo	(2.348)	(1.334)	(1.239)
Jorge Pablo Brito	(60)	-	(67)
Jorge Horacio Brito	(1.256)	-	(67)
Alejandro Gabriel Hontakly	(31)	-	-
Otras sociedades relacionadas:
Macro Bank Ltd (2)	(16.430)	(10.138)	(6.817)
Banco Macro S.A.(2)	(11.907)	(7.187)	(6.855)
Energías Sustentables S.A. (1)	(833)	(996)	(958)
	(35.426)	(21.370)	(23.029)

Sociedad relacionada al accionista Fides Group S.A.
Sociedad relacionada a los accionistas Delfín Jorge Ezequiel Carballo, Jorge Pablo Brito y Jorge Horacio Brito.
PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN CONTABLE Y OTRA INFORMACIÓN

Estados Contables

El presente Prospecto contiene los estados contables auditados de la Compañía para los ejercicios cerrados al 31 de diciembre de 2014, 2013 y 2012, preparados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”) emitidas por el IASB (Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad).

La adopción de las 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 N° 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) y por las Normas de la CNV. Las NIIF son de aplicación obligatoria para la Sociedad, según la norma contable profesional y las normas regulatorias antes citadas, a partir del ejercicio que se inició el 1° de enero de 2012.

Nota especial en relación con los ratios Financieros que no derivan de Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (“PCGA”) (“Ratios Financieros Non-GAAP”)

Los PCGA o Normas de Información Financiera son un conjunto de reglas generales y normas que sirven de guía contable para formular criterios referidos a la medición del patrimonio y a la información de los elementos patrimoniales y económicos de la Sociedad. Ratios Financieros Non-GAAP son aquellos que pretenden realizar una medición histórica o futura del desempeño financiero, la posición financiera o los flujos de caja, pero excluye o incluye montos que no serán ajustados conforme los PCGA.

El EBITDA de la Sociedad ajustado consolidado (“EBITDA Ajustado Consolidado”) se ha calculado sumando a la pérdida neta consolidada de operaciones continuas de la Sociedad para cada período: (i) el impuesto a las ganancias, (ii) los resultados financieros, netos; (iii) otros egresos, netos, y (iv) la depreciación y amortización, cada una calculada sobre una base consolidada.

El EBITDA de la Sociedad ajustado consolidado por segmentos de negocio (“EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio”) se ha calculado sumando a nuestra utilidad (pérdida) neta consolidada antes de resultados financieros, netos e impuesto a las ganancias por operaciones que continúan de cada segmento de negocio para cada período: (i) otros egresos, netos, de dicho segmento de negocio, y (ii) la depreciación de los bienes de uso asignados a dicho segmento de negocio.

El EBITDA de la Sociedad antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación (“EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros ajustes de consolidación”) se ha calculado sumando al EBITDA Ajustado Consolidado para cada período: (i) la utilidad (pérdida) consolidada antes de resultados financieros, netos e impuesto a las ganancias por operaciones que continúan por el segmento “Administración central y otros”, (ii) la depreciación de los bienes de uso para el segmento de “Administración central y otros”, y (iii) los ajustes de consolidación, como se describen en la Nota 14 de nuestros Estados Contables Consolidados.

El EBITDA Ajustado Consolidado, el EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio, EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros y otros ajustes de consolidación y los demás Ratios Financieros Ratios Financieros descriptos en el presente Prospecto, no sustituyen las medidas de los PCGA en relación a los ingresos, por los cuales la Gerencia es responsable.

La Gerencia de la Compañía considera que la revelación de EBITDA Ajustado Consolidado, EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación pueden proveer información útil al inversor y a los analistas financieros en su revisión de nuestra performance financiera y en su comparación de la performance operativa con la de otras compañías en la misma industria y otras industrias. Esto es así porque consideramos que EBITDA Ajustado Consolidado, EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros y otros ajustes de consolidación antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación son mediciones más objetivas y comparables de nuestra performance operativa y liquidez. Por ejemplo, los gastos por intereses dependen de la estructura de capital y la calificación crediticia de la compañía. Sin embargo, el nivel de endeudamiento, la calificación crediticia y, en consecuencia, el impacto en los gastos por intereses en los resultados varía significativamente entre compañías. Asimismo, las posiciones en términos impositivos de cada compañía pueden ser diferentes porque difieren las posibilidades de aprovechar beneficios fiscales y las jurisdicciones en donde operan, resultando variaciones significativas en la tasas impositivas efectivas y en el cargo por impuesto relacionado. Por último, las compañías difieren en la manera en que adquieren sus activos productivos y en la selección y la asignación de la vida útil a dichos activos, y por lo tanto, en el costo de esos activos y en su método de depreciación aplicado (línea recta, acelerada, unidades de producción), lo que puede resultar en una variación considerable en el cargo por depreciación y amortización entre compañías. EBITDA Ajustado Consolidado, EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros y otros ajustes de consolidación antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación no son Ratios Financieros que miden la performance bajo NIIF y pueden no ser comparables con otros ratios nombrados en forma similar por otras compañías. EBITDA Ajustado Consolidado, EBITDA Ajustado Consolidado antes de Administración central y otros, y Otros y otros ajustes de consolidación antes de Administración central y Otros y otros ajustes de consolidación no deben ser considerados como una alternativa de la utilidad operativa, como un indicador de nuestra performance o como una alternativa al efectivo generado por las operaciones, como un indicador de nuestra liquidez.

Tipos de Cambio

En el presente Prospecto, salvo especificación en contrario, las referencias a “U$S”, “dólar”, “dólares” y “dólares estadounidenses” son referencias a dólares estadounidenses y las referencias a “$”, “Ps.”, “peso” y “pesos” son referencias a pesos de Argentina.

Redondeo

Ciertos montos incluidos en este Prospecto han sido redondeados, por lo que las cifras indicadas como totales podrán no indicar una suma exacta. El criterio de redondeo aplicado por la Compañía es el siguiente: del decimal 0 al decimal 4, se redondea para abajo; del decimal 5 al decimal 9 se redondea para arriba.

Ventas

La totalidad de las operaciones y activos de la Sociedad y de sus subsidiarias se encuentran ubicados en Argentina.

Procesos legales

Al respecto, véase en este Prospecto la sección “4. Información sobre la Sociedad. Litigios.”

Política de Dividendos

Al respecto, véase en este Prospecto la sección “10. Información Adicional. Dividendos y Política de Dividendos”.

Cambios Significativos

Desde la fecha de emisión de los últimos estados contables de la Sociedad, no han ocurrido cambios significativos en la Sociedad.

Datos sobre la industria y el mercado

Los datos sobre el mercado así como cualquier otra información estadística utilizada en el presente Prospecto se basan en los datos recogidos por y disponibles en el Ministerio de Economía, el Ministerio de Planificación, la SEN, el INDEC, CAMMESA y el ENARGAS, entre otras fuentes. Ciertos datos, también se basan en nuestras estimaciones, las cuales se derivan de nuestra revisión de encuestas internas, así como fuentes independientes. Aunque creemos que estas fuentes son confiables, no hemos verificado independientemente la información y no podemos garantizar su exactitud o integridad.

Del mismo modo, las encuestas internas de la Compañía, las previsiones de la industria y la investigación de mercado, que creemos son confiables, según el conocimiento que el management de la Compañía tiene sobre la industria, no se han verificado por fuentes independientes. Los pronósticos son particularmente susceptibles de ser inexactos, especialmente durante largos períodos de tiempo. Además, no sabemos qué supuestos sobre el crecimiento económico general se utiliza en la preparación de las previsiones citadas.

9. DE LA OFERTA Y LA NEGOCIACIÓN. TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LOS TÍTULOS

Detalles de la oferta y la negociación

Autorización

La creación del Programa y la emisión de Títulos bajo el mismo han sido autorizados por la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas de la Sociedad de fecha 2 de julio de 2008 y por reunión de Directorio de la Sociedad de fecha 3 de julio de 2008.

General

Los Títulos se limitarán a un monto de capital total de U$S 400.000.000 o su equivalente en otras monedas, determinado al momento de emitirse cada clase y/o serie. El plazo de amortización, precio de emisión, tipo y tasa de interés, moneda de emisión, compromisos, supuestos de incumplimiento y demás términos y condiciones particulares referidos a cada Clase y/o Serie de Títulos se especificarán en el Suplemento de Precio relativo a cada Clase y/o Serie.

Clases y Series

Los Títulos se emitirán en diferentes clases (“Clases”). Todos los Títulos de la Clase estarán sujetos a idénticas condiciones, pudiendo diferir en su fecha de emisión. Los Títulos de la misma Clase con distinta fecha de emisión pertenecerán a una serie distinta de la misma Clase (una “Serie”) de Títulos.

Amortización

Los Títulos se emitirán con una amortización mínima de 7 (siete) días y máxima de 30 (treinta) años, o aquellos otros plazos mínimos o máximos que resulten imperativos bajo las normas en vigencia al momento de la emisión de una Clase y/o Serie.

Precio de Emisión

Los Títulos podrán emitirse a la par, bajo la par o con prima.

Interés

Los Títulos podrán emitirse devengando interés a tasa fija, a tasa flotante, con descuento de emisión o sin devengar interés.

Moneda

Los Títulos se emitirán en Dólares, en pesos o en cualquier otra moneda que oportunamente determine el Directorio, sujeto al cumplimiento de todos los requisitos reglamentarios y legales aplicables.

Cálculo del Monto Máximo del Programa

A los efectos de la determinación del monto de capital en circulación bajo el Programa, en el caso en que se emitiera una Clase de Títulos en otra moneda que no fuera Dólares, se especificará en el Suplemento de Precio respectivo la fórmula o el procedimiento que se utilizará para la determinación de las equivalencias entre la moneda en que dicha Clase de Títulos fuera emitida y Dólares, moneda en la cual se encuentra expresado el monto máximo del Programa.

Garantías

Los Títulos serán sin garantía, o con garantía especial, flotante o fiduciaria, o con garantías de terceros.

Pagos de Interés y Amortizaciones

Los intereses y/o amortizaciones de capital (“Servicios”) respecto de las Obligaciones Negociables serán pagaderos en las fechas que se estipulen en las condiciones de emisión de cada Clase y/o Serie y en el Suplemento de Precio correspondiente. Si la fecha fijada para el pago fuera 1 (un) día inhábil, quedará pospuesta al siguiente día hábil, sin que se devenguen intereses sobre dicho pago por el o los días que se posponga el vencimiento. El monto de intereses a pagar por cada unidad monetaria de capital se redondeará al centavo más cercano, redondeando hacia arriba el medio centavo. Las obligaciones de pago se considerarán cumplidas y liberadas en la medida en que la Sociedad ponga a disposición de los inversores, o del agente de pago de existir éste, o de la Caja de Valores S.A. en cuanto a las Obligaciones Negociables allí depositadas, los fondos correspondientes. Se entenderá por “Día Hábil” cualquier día lunes a viernes, salvo aquellos en los que las entidades financieras están obligadas a cerrar en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, según lo ordene el BCRA.

Forma, Denominaciones y Registro

Los Títulos se emitirán bajo la forma de títulos globales nominativos, títulos globales al portador o títulos escriturales, u otra forma que eventualmente autoricen las normas aplicables. Los Títulos podrán emitirse en aquellas denominaciones mínimas autorizadas por la normativa de la CNV, debiendo en tal caso emitirse tantos títulos como sea necesario hasta completar el monto total emitido en cada Clase y/o Serie. La forma y denominación en la cual se emita cada Clase y/o Serie de Títulos se especificará en el Suplemento de Precio respectivo.

En virtud de lo previsto en la Ley Nº 24.587 sobre nominatividad de los títulos valores privados vigente desde el 22 de noviembre de 1995, y su Decreto reglamentario N° 259/96, los títulos de deuda emitidos en el país por sociedades argentinas, y los certificados provisionales que los representen, deben ser nominativos no endosables. Cuando los mismos se encuentren autorizados por la CNV para su oferta pública en Argentina, el requisito de la nominatividad se considerará cumplido cuando se encuentren representados en certificados globales o parciales, inscriptos o depositados en regímenes de depósito colectivo nacionales o extranjeros autorizados por la CNV. La CNV autorizó a la Caja de Valores S.A. como régimen de depósito colectivo nacional, y a The Depository Trust Company (“DTC”), Euroclear Operations Centre (“Euroclear”), Clearstream Banking, (“Clearstream”) y Swiss Securities Clearing Corporation (“SEGA”), como regímenes de depósito colectivo extranjeros a tales efectos. En consecuencia, mientras resulten aplicables las disposiciones de dichas normas bajo el Programa, la Sociedad solamente emitirá Títulos que cumplan con lo dispuesto en dicha ley, sus modificatorias y reglamentarias, y con las Normas de la CNV.

Colocadores

El Directorio de la Sociedad podrá designar a las entidades que actuarán como agentes colocadores de cada Clase y/o Serie de Títulos a ser emitida o re-emitida bajo el Programa. Cada emisión o re-emisión de Títulos se hará sobre la base de una suscripción en firme o una colocación en base a los mejores esfuerzos, según lo acordado entre la Sociedad previa resolución del Directorio al efecto y los agentes colocadores respectivos. Las comisiones de suscripción y colocación se convendrán en cada emisión de Títulos. El Suplemento de Precio respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos colocadores, y los términos de colocación acordados por la Sociedad con los mismos, los cuales deberán observar lo dispuesto por las Normas de CNV.

Fiduciario - Agentes de Pago - Agente de Registro - Otros Agentes

La Sociedad podrá designar fiduciario, agente fiscal, agentes de pago, agentes de registro y otros agentes que fueren pertinentes en relación a cada Clase y/o Serie de Títulos y que determine el Directorio. En su caso, el Suplemento de Precio respectivo especificará los nombres y las direcciones de dichos agentes, y los términos de los convenios que hubiere suscripto la Sociedad con los mismos.

Impuestos - Montos Adicionales

Salvo que se determine lo contrario en el correspondiente Suplemento de Precio, todos los pagos de capital e intereses respecto de los Títulos se harán sin retenciones o deducciones por o a cuenta de cualesquiera impuestos, tasas, cargas, contribuciones, retenciones, transferencia de impuestos o fondos, gravámenes u otras cargas gubernamentales (incluyendo penalidades, intereses y otras obligaciones relacionadas a lo antedicho) de cualquier naturaleza, presentes o futuros, impuestas, gravadas, cobradas, retenidas o exigidas a nombre de la Argentina o cualquier autoridad en o de dicho país con poder para gravar impuestos o por cualquier organización de la cual la Argentina sea miembro en el presente o en el futuro (“Impuestos”), salvo que se requiera que tales Impuestos sean retenidos o deducidos por ley o la aplicación o interpretación de la misma. En el caso de que se requiera que tales Impuestos sean retenidos o deducidos por ley o por interpretación oficial o aplicación de la misma, la Sociedad pagará los montos adicionales (“Montos Adicionales”) necesarios para que los tenedores de Títulos reciban los montos que habrían percibido de no haberse requerido tal retención o deducción, con la salvedad que no deberán pagarse Montos Adicionales respecto de un inversor (o a un tercero en nombre de un inversor), cuando dicho inversor sea responsable del pago de esos Impuestos en relación con sus Obligaciones Negociables en razón de mantener alguna conexión con Argentina, una jurisdicción provincial o local, o con la Sociedad, distinta de la simple titularidad de esas Obligaciones Negociables o el recibo del pago pertinente respecto de las mismas.

Salvo que se determine lo contrario en el correspondiente Suplemento de Precio, la Sociedad pagará todos los impuestos de sellos o demás impuestos documentarios u otras tasas de naturaleza similar, si hubiera, gravadas en la Argentina o en cualquier jurisdicción a través de la cual se realicen pagos bajo los Títulos. La Sociedad también indemnizará a los tenedores de Títulos de y contra todo impuesto de sellos, a la emisión, registro, tasa de justicia u otros impuestos y tasas similares, incluidos los intereses y penalidades, pagados por cualquiera de ellos en Argentina en relación con cualquier acción adoptada por el Fiduciario, si lo hubiere, o los Tenedores para exigir el cumplimiento de las obligaciones de la Sociedad bajo dichos Títulos.

Compra de Títulos por parte de la Sociedad

La Sociedad puede, en cualquier momento, comprar Títulos en los mercados autorizados donde éstos listen o se negocien por medio de una oferta o acuerdo privado, a un precio que en todos los supuestos asegure un trato igualitario entre todos los tenedores de los Títulos. Cualquier Título comprado de esta forma por la Sociedad podrá ser registrado en nombre de la Sociedad o cancelado; estableciéndose, sin embargo, que, a efectos de determinar los Tenedores de Títulos con derecho a formular, dar o aceptar cualesquiera solicitudes, demandas, autorizaciones, directivas, notificaciones, consentimientos, renuncias y otras acciones bajo los términos de los Títulos, cualesquiera Títulos registrados en nombre de la Sociedad no se considerarán en circulación y no participarán al realizar, dar o aceptar dicha acción. La Sociedad no actuará como agente estabilizador del precio.

Compromisos generales de la Sociedad

En la medida en que permanezca pendiente el pago de cualquier servicio con relación a las Obligaciones Negociables bajo el Programa, la Sociedad se obliga a cumplir los siguientes compromisos, sin perjuicio de los que se establezcan con relación a Clase y/o Serie en cada Suplemento de Precio:

(a) Conservación de Bienes Inmuebles: la Sociedad hará que todas los bienes inmuebles utilizados en o útiles para el desarrollo de sus actividades, sean mantenidos en buenas condiciones de mantenimiento y funcionamiento, con excepción de aquellas manutenciones, reparaciones, renovaciones, reemplazos y mejoras cuya falta u omisión no pudiera tener un efecto significativamente adverso sobre las operaciones, actividades, situación (financiera o económica) de la Sociedad, consideradas como un todo;

(b) Pago de Impuestos y otros Reclamos: La Sociedad pagará o extinguirá, o hará que sean pagados o extinguidos antes de que entren en mora (i) todos los impuestos, tasas, contribuciones y cánones que graven a la Sociedad o a sus ingresos, utilidades o activos, y (ii) reclamos legítimos de naturaleza laboral, por prestación de servicios o provisión de materiales, que, en caso de no ser cancelados, podrían tener un efecto significativamente adverso sobre las operaciones, actividades y situación (financiera o económica) de la Sociedad;

(c) Seguros: La Sociedad deberá contratar con compañías aseguradoras de primera línea y mantener pagos todos los seguros para cubrir los riesgos que habitualmente aseguran las compañías que desarrollan negocios similares a los de la Sociedad y que son titulares u operan bienes similares a los que posee u opera la Sociedad;

(d) Estados Contables. Mantenimiento de Libros y Registros: La Sociedad preparará sus estados contables de acuerdo con los principios de contabilidad generalmente aceptados según fueren aplicados en Argentina, las normas contables vigentes y las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las Normas de la CNV), y los mismos serán dados a conocer entre el público inversor a través de los medios previstos por las normas vigentes. La Sociedad mantendrá sus libros, cuentas y registros de conformidad con los principios contables generalmente aceptados según fueren aplicados en Argentina, las normas contables vigentes y las demás normas aplicables (incluyendo, sin limitación, las Normas de la CNV).

(e) Requisitos de Información: La Emisora suministrará periódicamente a los Tenedores de los Títulos por los medios informativos habituales previstos en la legislación aplicable la información contable, financiera y de todo otro hecho relevante requerida por las normas y regulaciones aplicables de la CNV, el MERVAL o el mercado en el cual se listen o se negocien los Títulos.

Rescate anticipado a opción de la Sociedad

La Sociedad podrá, siempre y cuando se encuentre expresamente especificado en el Suplemento de Precio de una Clase y/o Serie en particular, rescatar anticipadamente la totalidad o una parte de las Obligaciones Negociables de dicha Clase y/o Serie que se encuentren en circulación, al valor nominal con más los intereses devengados hasta la fecha de rescate, con más la prima que se establezca para el rescate de cada Clase y/o Serie en particular. El importe a pagar a los obligacionistas será el valor de rescate, que resultará de sumar al valor nominal -total o parcial, según el caso- y los intereses devengados conforme a las condiciones de emisión hasta el día de pago del valor de rescate y, de corresponder, la prima de rescate aplicable. La decisión será publicada en el Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires. Tal publicación constituirá notificación suficiente para los obligacionistas. El valor de rescate se pagará en un plazo no mayor a treinta 30 (treinta) días desde la publicación del aviso correspondiente.

Rescate anticipado por razones impositivas

A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos de Precio correspondientes, las Obligaciones Negociables de cualquier Clase y/o Serie podrán ser rescatadas a opción de la Sociedad en su totalidad, pero no parcialmente, en caso que tuvieran lugar cambios impositivos que generen en la Sociedad la obligación de pagar montos bajo las Obligaciones Negociables adicionales a los montos o pagos contemplados a la fecha de emisión de una Clase y/o Serie.

Eventos de Incumplimiento

Un Evento de Incumplimiento será cualquiera de los siguientes hechos (salvo que en un Suplemento de Precio de una Clase y/o Serie se establezca lo contrario, o se agreguen o modifiquen Eventos de Incumplimiento), sea cual fuere el motivo de dicho Evento de Incumplimiento: (a) Falta de pago de los Servicios de intereses y/o capital o Montos Adicionales adeudados respecto de cualquiera de las Obligaciones Negociables de una Clase y/o Serie cuando los mismos resulten vencidos y exigibles, y dicha falta de pago persistiera por un período de diez (10) días; o (b) Si la Sociedad no cumpliera ni observara debidamente cualquier término o compromiso establecidos en las condiciones de emisión de las Obligaciones Negociables y dicha falta de cumplimiento u observancia continuara sin ser reparada dentro de los 30 (treinta) días después de que cualquier inversor – o el agente fiduciario de los obligacionistas en los términos del art. 13 de la Ley de Obligaciones Negociables, en su caso - haya cursado aviso por escrito al respecto a la Sociedad; o (c) Si un tribunal de jurisdicción competente hubiera dictado un laudo o sentencia definitiva, mandamiento u orden contra la Sociedad, para el pago de dinero y hubieran transcurrido 30 (treinta) días desde la notificación de dicha sentencia definitiva, mandamiento u orden sin que se los haya cumplido, apelado o suspendido, ello siempre que sea probable que la misma tenga un efecto adverso sustancial sobre la capacidad de la Sociedad para cumplir con sus obligaciones bajo las Obligaciones Negociables o sobre la legalidad, validez o ejecutabilidad de las Obligaciones Negociables; o (d) si la Sociedad solicitara la formación de concurso preventivo de acreedores o la declaración de su propia quiebra; o (e) Si la Sociedad iniciara procedimientos para un acuerdo preventivo extrajudicial en los términos de la legislación concursal; o (f)si se le tornase ilícito a la Sociedad cumplir con cualquiera de sus obligaciones derivadas de las Obligaciones Negociables, o cualquiera de sus obligaciones derivadas de éstas dejare de ser válida, obligatoria o exigible; o (g) salvo en el caso de una reorganización societaria, se dicte una orden o se apruebe una resolución según la cual la Sociedad deba ser liquidada o disuelta; o (h) si un tribunal o autoridad gubernamental competente dictase una orden mediante la cual designare un síndico liquidador u otro funcionario similar para la totalidad o una parte significativa de los bienes, activos e ingresos de la Sociedad, y una orden de revocación de dicha designación no se obtuviese dentro de los 60 (sesenta) días; (i) si la Sociedad dejare de cumplir de modo general con el pago de sus deudas a su vencimiento, o de modo general estuviese imposibilitada de cumplir con el pago de sus deudas al vencimiento; o (j) si ocurriera cualquier acto por parte del Gobierno Nacional o gobiernos provinciales u organismos o dependencias de los mismos, que resultare en la expropiación de todos o substancialmente todos los bienes de la Sociedad; entonces, en cada uno de esos casos, cualquier titular o titulares de Obligaciones Negociables de una Clase y/o Serie que en ese momento se encuentre en circulación que representen en conjunto al menos un veinticinco por ciento (25%) del capital total no amortizado de dicha Clase y/o Serie en circulación, podrá declarar inmediatamente vencido y exigible el capital de todos las Obligaciones Negociables de esa Clase y/o Serie, junto con los intereses devengados hasta la fecha de caducidad de plazos, mediante envío de aviso por escrito a la Sociedad, a la CNV y, en su caso, a el mercado donde coticen o negocien las Obligaciones Negociables, salvo que de otro modo se estipule con relación a una Clase y/o Serie y con excepción de los incisos d) y e) del presente artículo en cuyo caso el capital e interés devengados sobre todas las Obligaciones Negociables en circulación vencerán automáticamente y se tornarán inmediatamente vencidas y exigibles, sin ninguna declaración u otra acción de parte de los tenedores de Obligaciones Negociables. Ante dicha declaración, el capital se tornará inmediatamente vencido y exigible, sin ninguna otra acción o aviso de cualquier naturaleza, a menos que con anterioridad a la fecha de entrega de ese aviso se hubieran remediado todos los Eventos de Incumplimiento que la hubieran motivado, y no se verificaren otros nuevos. Si en cualquier momento con posterioridad a que el capital de las Obligaciones Negociables de una Clase y/o Serie haya sido declarado vencido y exigible, y antes de que se haya obtenido o registrado una venta de bienes en virtud de una sentencia o mandamiento para el pago del dinero adeudado, la Sociedad abonara una suma suficiente para pagar todos los montos vencidos de capital e intereses respecto de la totalidad de las Obligaciones Negociables de dicha Clase y/o Serie que se hayan tornado vencidos, con más los intereses moratorios, y se hayan reparado cualesquiera otros Eventos de Incumplimiento referido a dicha Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables, entonces la declaración de caducidad quedará sin efecto.

Notificaciones

Las notificaciones que deban cursarse a los tenedores de Títulos se cursarán en todos los casos por medio de las publicaciones que sean requeridas por la legislación aplicable, las Normas de la CNV, así como por los mercados de valores en los cuales se listen los Títulos. Asimismo, podrán disponerse medios de notificación adicionales complementarios para cada Clase y/o Serie de Títulos, los cuales se especificarán en el Suplemento de Precio correspondiente.

Salvo que en un Suplemento de Precio se dispusiera de otro modo, todos los avisos deberán cursarse mediante publicación por 1 (un) día en el Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires o en un diario de gran circulación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Modificaciones a los términos y condiciones de los Títulos

La Sociedad podrá convocar a asambleas de tenedores de una o más Clase de Títulos, a los efectos de modificar los términos y condiciones de los mismos. La Sociedad podrá convocar a todos los tenedores de Títulos, independientemente de la Clase a la cual pertenecen, en una única asamblea, o podrá convocar a los tenedores de los Títulos por Clase, celebrándose una asamblea por cada respectiva Clase.

Las asambleas de tenedores de Títulos deberán ser convocadas y celebradas en base a los requisitos dispuestos en la Ley de Obligaciones Negociables, Normas de la CNV aplicables y requisitos dispuestos por los mercados de valores en los cuales liste la Clase de Títulos respectiva, si fuera el caso.

Las asambleas de tenedores de Títulos podrán celebrarse en forma simultánea en Buenos Aires y otras jurisdicciones, conforme se especifique en el Suplemento de Precio correspondiente, por medio de un sistema de telecomunicaciones que les permita a los participantes escucharse mutuamente y hablar unos con otros, y cualquiera de tales asambleas simultáneas se reputarán como una única asamblea a efectos de la determinación del quórum y porcentajes de voto aplicables a cada asamblea.

Las modificaciones y reformas a los Títulos de una Clase podrán efectuarse, con la aprobación de los tenedores de Títulos de por lo menos una mayoría del capital total de dicha Clase de los Títulos o de todas las Clases emitidas bajo el Programa al cual la obligación, compromiso, Evento de Incumplimiento u otro término que es el objeto de dicha modificación, reforma o renuncia resulta aplicable, mientras estén vigentes, presentes o representados en ese momento en una asamblea extraordinaria de los tenedores de Títulos de la Clase relevante, celebrada de conformidad con las normas aplicables; estableciéndose, sin embargo, que ninguna de tales modificaciones o reformas podrá, sin el consentimiento unánime de los Tenedores de la totalidad de los Títulos de una Clase, introducir un cambio “esencial” a los términos de los Títulos de tales Clases. A efectos del presente, se entiende por cambio “esencial”, en forma no taxativa, a cualquiera de los siguientes supuestos: (i) todo cambio en el vencimiento del capital o intereses sobre los Títulos de una Clase; (ii) una reducción en el capital o intereses sobre los Títulos de una Clase o un cambio en la obligación de la Sociedad de pagar Montos Adicionales respecto de ellos; (iii) un cambio en el lugar o moneda de pago del capital o de los intereses (incluyendo los Montos Adicionales) sobre los Títulos de una Clase; (iv) un cambio que afecte el derecho de entablar una acción para la exigibilidad de cualquier pago de capital o intereses sobre los Títulos de una Clase en la fecha o luego de la fecha del vencimiento; o (v) una reducción en los citados porcentajes de monto de capital de los Títulos de una Clase necesarios para modificar o reformar los Títulos de una Clase, o para renunciar al cumplimiento futuro con o incumplimiento pasado por la Sociedad o una reducción en los requisitos de quórum o los porcentajes de votos requeridos para la adopción de cualquier resolución en una asamblea de Tenedores de una Clase de Títulos.

Las asambleas de Tenedores de Títulos de una Clase podrán ser ordinarias o extraordinarias. Las modificaciones a los términos y condiciones de los Títulos de una Clase podrán ser aprobadas solamente en el seno de una asamblea extraordinaria. El quórum en cualquier asamblea en primera convocatoria se constituirá con las personas que tengan o representen el 60% (en el caso de una asamblea extraordinaria) o una mayoría (en el caso de una asamblea ordinaria) del monto total de capital que permanezca impago de los Títulos de la Clase relevante y en cualquier asamblea en segunda convocatoria serán las personas que tengan o representen el 30% del monto total de capital que permanezca impago de los Títulos de la Clase relevante (en el caso de asambleas extraordinarias) o las personas presentes en tal asamblea (en caso de asamblea ordinaria). En una asamblea en la cual esté presente un quórum según lo precedentemente descripto, cualquier resolución para modificar o reformar o para renunciar al cumplimiento con, cualquier disposición (con excepción de las disposiciones relacionadas con un cambio “esencial”) será efectivamente adoptada y decidida si cuenta con la aprobación de las personas con derecho a votar una mayoría del capital total de los Títulos de la Clase relevante presentes en la asamblea y debidamente representados, en su caso, para votar en la misma, salvo que se determine una mayoría especial en el correspondiente Suplemento de Precio. Cualesquiera modificaciones, reformas o renuncias bajo los Títulos será concluyente y obligatoria para los Tenedores de los Títulos de cada Clase afectados por ellas, hayan aprobado o no y hayan estado presentes o no en cualquier asamblea, y también lo será para todos los futuros Tenedores de Títulos de tal Clase afectados por ella, se anote o no la modificación, reforma o renuncia en cuestión en dichos Títulos.

Listado y Negociación

La Sociedad deberá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables en el MERVAL y su negociación en el MAE y, asimismo las Obligaciones Negociables podrán ser listadas en otros mercados de valores bursátiles o extrabursátiles locales o extranjeros autorizados por la CNV, o podrán no ser listadas, según se indique en cada Suplemento de Precio.

Acción Ejecutiva

Conforme a lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales, cuando los Títulos no se encuentren representados en láminas, los tenedores de obligaciones negociables podrán solicitar en los términos del artículo 129 de la Ley de Mercado de Capitales la expedición de un comprobante de saldo en cuenta o comprobante de participación en el certificado global, según sea el caso, a efectos de legitimar al titular para efectuar cualquier reclamo judicial inclusive mediante acción ejecutiva conforme lo dispone el artículo 29, primer párrafo de la Ley de Obligaciones Negociables o ante cualquier jurisdicción arbitral, si correspondiere.

Prescripción

La acción causal de cobro del empréstito instrumentado bajo los Títulos prescribirá en el plazo de (a) 10 (diez) años para el pago de capital de los Títulos (conforme artículo 846 del Código de Comercio), y (b) 4 (cuatro) años para el pago de intereses (incluidos Montos Adicionales) de los Títulos (conforme artículo 847 del Código de Comercio), ambos plazos contados a partir de la fecha en la que el pago se tornó exigible.

Ley aplicable. Consentimiento a la jurisdicción

Los Títulos constituirán “Obligaciones Negociables” conforme a la Ley de Obligaciones Negociables, y tendrán derecho a los beneficios establecidos en ella. La calificación de los Títulos como Obligaciones Negociables, la autorización, formalización y otorgamiento de los Títulos por parte de la Sociedad, y la aprobación de las mismas por la CNV para su oferta pública en Argentina, se encuentran regidas por la legislación argentina. Las demás cuestiones relacionadas a los Títulos podrán regirse por la legislación de otra jurisdicción conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.

Todo juicio, acción o procedimiento iniciado contra la Sociedad o sus bienes, activos o ingresos con respecto a algún Título (un “Procedimiento Relacionado”) podrá ser interpuesta en forma no exclusiva ante los Tribunales Nacionales Ordinarios con competencia en lo comercial con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, el Tribunal de Arbitraje de la BCBA de conformidad con las disposiciones del artículo 46 de la Ley de Mercado de Capitales, o cualquier otro tribunal al cual la Sociedad decida someterse con respecto a cada una de las Clases y/o Series conforme se establezca en cada Suplemento de Precio.

Plan de Distribución

La Sociedad podrá colocar los Títulos (i) por medio de suscriptores, (ii) directamente a uno o más compradores o (iii) a través de agentes. Cada Suplemento de Precio contendrá los términos de la oferta y plan de distribución de los Títulos de cada Clase y/o Serie, pudiendo incluir el nombre de los suscriptores o agentes, el precio de emisión de los Títulos, el producido neto de dicha colocación, descuentos de emisión, comisiones, compensaciones y gastos relacionados, haciendo referencia a los procedimientos previstos por la Resolución Conjunta, modificada por la Resolución General N° 597/2011 que se aplicarán para cada emisión en particular.

La Sociedad podrá celebrar convenios de suscripción, de colocación o cualquier otro acuerdo relacionado para la colocación inicial de los Títulos (los “Contratos de Colocación”), con entidades financieras u otros intermediarios autorizados conforme con las Normas de la CNV y las demás regulaciones vigentes, según se determine en cada Suplemento de Precio. Los Colocadores asumirán la obligación de colocar los Títulos conforme la modalidad que se pacte en cada Contrato de Colocación. Asimismo, los Contratos de Colocación contendrán, entre otras, disposiciones sobre el precio, comisiones, la forma y condiciones bajo las cuales los Colocadores eventualmente adquirirán los Títulos.

Los Contratos de Colocación establecerán disposiciones relativas a designación de colocadores adicionales ya sea en general para los Títulos como para una Clase específica de las mismas.

Los Títulos sólo podrán ser ofrecidos al público en la República Argentina por la Sociedad, los Colocadores o a través de personas o entidades que se hallen autorizadas conforme a las leyes y reglamentaciones de Argentina a ofrecer y vender Obligaciones Negociables directamente al público.

10. INFORMACIÓN ADICIONAL

a) Descripción del Capital Social

A continuación se consigna cierta información relacionada con el capital social de la Compañía, incluidas ciertas disposiciones resumidas de la Ley de Sociedades y ciertas leyes y reglamentaciones argentinas relacionadas, todo ello vigente a la fecha del presente. La presente descripción no pretende ser completa y se encuentra sujeta en su totalidad por referencia al Estatuto, la Ley de Sociedades y las disposiciones de otras leyes y reglamentaciones de Argentina aplicables, incluidas las Normas de la CNV y el MERVAL, y el Acuerdo de Accionistas de la Compañía.

Descripción general

El capital social de la Sociedad es de $ 51.520.248, y se divide en (a) 25.760.124 acciones ordinarias Clase A nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción; y (b) 25.760.124 acciones ordinarias Clase B nominativas no endosables, de valor nominal $ 1 cada una y con derecho a un voto por acción.

b) Estatuto Social

El estatuto social (el “Estatuto”), conforme la última reforma aprobada por Acta de Asamblea de fecha 29 de octubre de 2014, establece un Directorio compuesto por entre 6 (seis) y 10 (diez), 11 (once) o 13 (trece) directores titulares e igual o menor número de directores suplentes que durarán 1 (un) ejercicio en su cargo.

El número actual de directores consiste en 6 (seis) miembros titulares y 6 (seis) miembros suplentes. Mientras la Clase A y la Clase B de acciones ordinarias representen cada una el 50% (cincuenta por ciento) del capital de la Sociedad, el número de directores consistirá en un número par de entre 6 (seis) y 10 (diez) miembros titulares e igual número de miembros suplentes, conforme lo determine anualmente la asamblea. En caso que esa proporción se altere y siempre y cuando no se hayan emitido las Acciones Preferidas Clase A, el número de directores será aumentado a 11 (once) miembros titulares y 11 (once) suplentes. En el caso que se emitan las Acciones Preferidas Clase A, el número de directores será aumentado a 13 (trece) miembros titulares y 13 (trece) suplentes.

De acuerdo al Estatuto, el Directorio estará compuesto de la siguiente manera:

(a) Los miembros del Directorio, titulares y suplentes, serán designados por Clase de acciones correspondiéndole a cada Clase de acciones (incluyendo, en su caso, las Acciones Preferidas Clase A y cualquier Clase de acciones que se emita con posterioridad) el derecho a designar a un director titular y su suplente, por cada porcentaje relevante de participación (el “Porcentaje Relevante de Participación”) que esa Clase represente en el capital social de la Sociedad e igual número de directores en el directorio de cualquier sociedad subsidiaria de la Sociedad y todos los sucesores de tales directores regulares y suplentes así designados. El Porcentaje Relevante de Participación será aquel que resulte de dividir 100 (cien) por el número de directores que componen el Directorio. En el caso de que existan fracciones de Porcentajes Relevantes de Participación, la Clase que tenga la fracción más cercana al Porcentaje Relevante de Participación tendrá el derecho a designar al Director Titular y Director Suplente en cuestión. Los Directores designados por una Clase sólo pueden ser removidos sin causa, por la Clase que lo designó.

(b) Mientras la Clase A y la Clase B de acciones representen el 50% (cincuenta por ciento) del capital social de la Sociedad, el Directorio estará compuesto por un número par de entre 6 (seis) y 10 (diez) Directores Titulares y 6 (sies) y 10 (diez) directores suplentes, correspondiendo a cada Clase de acciones la designación de la mitad de los Directores Titulares y la mitad de los Directores Suplentes.;

(c) En el caso que por cualquier motivo cualquiera de la Clase A o la Clase B de acciones represente menos del 50% (cincuenta por ciento) del capital social de la Sociedad (excepto en caso de conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A), el Directorio estará compuesto por 11 (once) Directores Titulares y 11 (once) Directores Suplentes, correspondiéndole al menos 6 (seis) Directores y 6 (seis) Directores Suplentes a la Clase que represente la mayoría del capital. En el caso de la conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A, se aplicará lo dispuesto en el apartado “(d)”siguiente y la Clase A y la Clase B de acciones ordinarias tendrán derecho a designar la cantidad de directores que corresponda a su Porcentaje Relevante de Participación. En cualquier caso, el Directorio deberá convocar inmediatamente –dentro de los 5 (cinco) días hábiles de ocurrido el evento en cuestión– a la asamblea especial de Clase de acciones correspondiente a fin de que tal Clase o Clases designen a los Directores Titulares y Directores Suplentes que les correspondan.

(d) En el caso de conversión de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A y mientras las Acciones Preferidas Clase A se encuentren en circulación, el Directorio estará compuesto por 13 (trece) Directores Titulares y 13 (trece) Directores Suplentes, correspondiéndole (a) 7 Directores Titulares y 7 Directores Suplentes, en caso de representar las Acciones Preferidas Clase A en su conjunto el 51% del capital social y votos de la Sociedad, o (b) aquella cantidad de miembros proporcional a la participación de las Acciones Preferidas Clase A en el capital de la Sociedad, en caso de representar las Acciones Preferidas Clase A en su conjunto el 49% del capital y los votos de la Sociedad”. Una vez notificada la Sociedad por el tenedor de las Obligaciones Negociables Subordinadas Convertibles en Acciones Preferidas Clase A, su decisión de ejercer la conversión, el Directorio deberá convocar inmediatamente –dentro de los 5 (cinco) días hábiles de recibida tal notificación– a una asamblea especial de Acciones Preferidas Clase A a fin de designar nuevos miembros titulares y suplentes del Directorio.

(e) Si por cualquier circunstancia, luego de ocurrido cualquiera de los eventos indicados en los apartados “(a)” y “(d)” precedentes, alguna de las Clases aumentase o disminuyese su participación en el capital, de modo tal que por aplicación de los Porcentajes Relevantes de Participación, correspondiese efectuar un cambio en la composición del Directorio, el Directorio deberá convocar inmediatamente –dentro de los cinco días hábiles de ocurrido el evento en cuestión– a la asamblea especial de Clase de acciones correspondiente (o asambleas especiales de Clase, en su caso), a fin de que tal Clase o Clases designen a los Directores Titulares y Directores Suplentes que les correspondan.

(f) Al momento de designar a miembros del Directorio, cada Clase de acciones deberá establecer un orden de prelación de los miembros del Directorio elegidos por esa Clase, tanto respecto de los titulares como respecto de los suplentes, para el caso en que deban ser sustituidos por Directores de otra Clase que tenga más porcentaje de participación (el “Orden de Prelación”). El Director que esté primero en el Orden de Prelación será el último en ser sustituido y así sucesivamente. En caso de no haberse previsto un Orden de Prelación específico en alguna asamblea se considerará que el Orden de Prelación es el orden de designación de Directores transcripto en el acta correspondiente.

(g) Si por aplicación de los apartados “(b)”, “(d)” y/o “(e)” precedentes, una Clase de acciones tuviese derecho a designar menos Directores que los que tenía al momento de ocurrir el evento que motiva el cambio en la composición del Directorio, entonces el o los Directores, titulares y suplentes que habían sido designados por esa Clase cesarán automáticamente en su cargo, conforme al Orden de Prelación, en el momento en que la Clase que tenga derecho a designar a los nuevos miembros del Directorio, efectúen la designación conforme lo aquí previsto.

(h) En las convocatorias a las asambleas especiales de Clase previstas en el presente, se deberá informar la cantidad de Directores que cada Clase tiene derecho a designar.

(i) En todos los casos en los que corresponda efectuar cambios en la composición del Directorio, por aplicación de las Cláusulas del presente Artículo, el Directorio deberá hacer que la Sociedad replique en las sociedades subsidiarias de la Sociedad la misma composición del Directorio que la establecida en el presente y deberá designar a las personas que sean designadas por la Clase en cuestión o, en su defecto, a las mismas personas designadas por la Clase en cuestión en el Directorio de la Sociedad.

En el caso contemplado en el apartado (b) precedente, el Presidente del Directorio será designado por la Clase A de acciones y el Vicepresidente será designado por la Clase B de acciones ordinarias. En el caso que cualquiera de la Clase A o la Clase B de acciones ordinarias represente el 20% (veinte por ciento) o menos del capital social, el Presidente y el Vicepresidente serán designados en Asamblea Ordinaria por mayoría absoluta de votos, a cuyo efecto, el Directorio deberá convocar inmediatamente –dentro de los 5 (cinco) días hábiles de ocurrido el evento en cuestión– a tal asamblea ordinaria.

En cualquier otro caso: (i) el Presidente del Directorio será designado por la Clase de acciones que represente más del 50% (cincuenta por ciento) del capital social y los derechos de voto de la Sociedad; y si ninguna Clase cumpliese tal requisito, será designado en Asamblea Ordinaria por mayoría absoluta de votos, a cuyo efecto, el Directorio deberá convocar inmediatamente –dentro de los 5 (cinco) días hábiles de ocurrido el evento en cuestión– a tal asamblea ordinaria; y (ii) el Vicepresidente del Directorio será designado por (y) la Clase A de acciones ordinarias, si el porcentaje de capital que represente la Clase A de acciones ordinarias en ese momento es inferior al porcentaje de capital que representen en conjunto la Clase B de acciones ordinarias y, si hubieran sido emitidas, las Acciones Preferidas Clase A, o (z) por la Clase B de acciones ordinarias, si el porcentaje de capital que representen en conjunto la Clase B de acciones ordinarias y, si hubieran sido emitidas, las Acciones Preferidas Clase A en ese momento es inferior al porcentaje de capital que represente la Clase A de acciones ordinarias.

Sujeto a lo previsto en el apartado (e) precedente, todos los Directores designados, sean titulares o suplentes, durarán un ejercicio en su cargo y deberán permanecer en su cargo hasta tanto sean reemplazados. Los Directores suplentes que asuman en forma definitiva en reemplazo de directores titulares durarán en su cargo el plazo que restaba al Director Titular que sea reemplazado. Los Directores de una Clase sólo pueden ser reemplazados temporal o definitivamente por Directores Suplentes designados por su misma Clase. Los Directores Suplentes deberán ser notificados de todas las reuniones de Directorio y participar en todas las reuniones de Directorio y Asambleas generales o especiales de la Clase a la que correspondes para suplir cualquier ausencia de los Directores Titulares de su Clase.

En la elección de directores titulares y suplentes, ninguna clase de acciones tendrá dentro de la clase respectiva los derechos de voto acumulativo previstos en el artículo 263 de la Ley de Sociedades.

Objeto social

De acuerdo con la redacción del artículo tercero del Estatuto, la Emisora está facultada para realizar por cuenta propia, de terceros o asociado a terceros las siguientes actividades Industriales, de Servicios y Comerciales en el país y/o en el extranjero: a) INDUSTRIALES: La industrialización, el fraccionamiento y comercialización de gas propano vaporizado, gas licuado y cualquier otro tipo de gas para uso industrial y doméstico, el que podrá comercializarlo y distribuirlo en cualquier medio contenedor; y la producción de energía eléctrica y su comercialización en los términos y con las limitaciones establecidas en la normativa vigente; b) DE SERVICIOS: El transporte, el almacenaje, la distribución, comercialización e industrialización de hidrocarburos sólidos, líquidos y/o gaseosos y sus derivados directos e indirectos, así como la prestación del servicio público de distribución y transporte de gas natural mediante la construcción y operación de redes, gasoductos, instalaciones complementarias, instalaciones industriales y domiciliarias; construcción, operación y explotación bajo cualquier forma de centrales y equipos para la generación, producción, autogeneración y/o cogeneración de energía eléctrica; y el estudio, exploración y explotación de yacimientos de hidrocarburos; c) COMERCIAL: mediante la compra, venta, importación, exportación, representación, cesión, consignaciones, distribución y comercialización de elementos necesarios para ejercer las actividades Industriales y de Servicios. A tal fin la Emisora tiene plena capacidad jurídica para adquirir derechos y contraer obligaciones y ejercer actos que no sean prohibidos por las leyes o por el Estatuto que resulten necesarios para la consecución de su objeto.

Acuerdo de Accionistas

El 24 de agosto de 2011 se celebró un acuerdo de accionistas (el “Acuerdo de Accionistas”) entre la Sociedad y todos sus accionistas a esa fecha. El Acuerdo de Accionistas fue modificado seis veces: el 16 de septiembre de 2011, el 7 de diciembre del 2011, el 20 de diciembre del 2011, el 2 de febrero de 2012, 13 de abril de 2012 y 15 de octubre de 2014. A la fecha de este Prospecto, todos los actuales accionistas de la Sociedad son parte del Acuerdo de Accionistas. A continuación se describen sus disposiciones más relevantes.

Designación del Directorio

Mientras cada Clase A y B de acciones mantenga 50% de derechos políticos cada una (i) cada Clase tendrá derecho a nombrar un número par de entre 6 (seis) y 10 (diez) directores titulares y suplentes cada una; y (ii) todas las decisiones a nivel asamblea y directorio requerirán del consenso de ambas clases.

En caso de alterarse dicho equilibrio se regulan en el acuerdo aquellas cuestiones que continuarán sujetas a mayoría especial por Clase A, con dos escenarios decrecientes en número de mayorías especiales, dependiendo de que Clase A conserve al menos 35% o 20% de derechos de voto.

Expresamente se dispone que Clase B tendrá que acompañar a Clase A en el voto aprobatorio de una precancelación de la Obligación Negociable Subordinada, o de una refinanciación en condiciones iguales o más beneficiosas.

Mientras se conserve el equilibrio 50/50 por cada Clase, la Comisión Fiscalizadora de 3 miembros estará conformada por 1 miembro designado por la Clase A, otro miembro por la Clase B, y el tercer miembro designado por consenso por ambas Clases.

Officers

Mientras se conserve el equilibrio 50/50 por cada Clase (i) Presidente: lo designa la Clase A; (ii) Vicepresidente: lo designa la Clase B. Se establece la representación legal conjunta de Presidente y Vice; y (iii) CEO: designación y remoción por consenso de ambas Clases.

CFO: designación y remoción conforme lo decida la Clase B, mientras esta última conserve al menos 20% de las acciones.

Director de Legales y auditor interno: designación y remoción conforme lo decida la Clase A, mientras esta última conserve al menos 20% de las acciones.

Asesor especializado en temas de Energía

La Clase B podrá contratar a un asesor experto en temas de energía, a costa de la Compañía (cuyos honorarios no podrán exceder de U$S 120.000 al año).

Aumentos de capital o emisión de deuda convertible por Genneia o subsidiarias

Deberán ser efectuados respetándose la proporción de cada Clase (con excepción de aumentos de capital vinculados a conversión de la ON Subordinada, de la ONC de 15MM o en el marco de una oferta pública de acciones)

Oportunidades de Negocio

Mientras las acciones Clase A representen al menos 20% de las acciones de Genneia:

Todos los accionistas Clase A deben notificar a la Compañía y al Directorio de cualquier nueva oportunidad de negocio relativa al “Core Business” (generación y venta mayorista de electricidad; transporte y distribución de gas; desarrollos de energías renovables o energía distribuida) en los “Core Territories” (Argentina y sus países limítrofes) (“Oportunidad de Negocios”).
Durante los primeros 18 meses de vigencia del SHA, ningún accionista Clase A podrá llevar adelante una Oportunidad de Negocios, aún cuando la misma haya sido presentada o rechazada por el Directorio de Genneia.
Luego de dicho plazo de 18 meses, los accionistas Clase A podrán llevar adelante una Oportunidad de Negocios solo si (i) el Directorio no elige que la misma sea desarrollada por Genneia; y (ii) el accionista Clase A involucrado haya otorgado sin costo a Genneia, una opción de compra de la Oportunidad de Negocios, por un plazo de 1 año, a un precio igual a su costo de desarrollo más una TIR del 20% anual.
Quedan expresamente excluidos del alcance de estas obligaciones de no competencia de la Clase A, los proyectos CT Bella Vista y los proyectos solares Cañada Honda I, II y III y Chimbera I, II y III.

Mientras las acciones Clase B representen al menos 20% de las acciones de Genneia, los accionistas Clase B no podrán en forma directa o indirecta comprar acciones que otorgue el control de cualquier compañía dedicada al negocio de generación de energías renovables o de energía distribuida en Argentina, o proyectos greenfield de generación de fuentes renovables en los “Core Territories”.

Cualquier Oportunidad de Negocios que sea generada o desarrollada total o parcialmente con recursos técnicos, humanos, financieros o de otro tipo de Genneia o subsidiarias, será considerada como de exclusiva propiedad de Genneia o sus subsidiarias.

Duración

Mientras cada Clase A y B tengan derecho a nominar al menos 1 Director, o se haya producido una venta conjunta de la totalidad de los acciones.

Ley aplicable

La ley aplicable es la de Nueva York, Estados Unidos de América.

Jurisdicción

Arbitral conforme reglas de la Cámara de Comercio Internacional. La sede del arbitraje será Nueva York, Estados Unidos de América.

c) Contratos Relevantes

Ver la sección “4. Información sobre la Sociedad. Contratos Relevantes”.

d) Controles de Cambio

Tipos de cambio y regulaciones cambiarias

Tipos de cambio

A partir del 1 de abril de 1991 y hasta fines del año 2001, la Ley de Convertibilidad estableció un tipo de cambio fijo bajo el cual el Banco Central estaba obligado a vender dólares a una relación de un peso por dólar estadounidense. El 6 de enero de 2002, el Congreso Nacional promulgó la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (Ley 25.561, o la “Ley de Emergencia Pública”) mediante la cual se derogó formalmente el régimen de la Ley de Convertibilidad y se eliminó la paridad dólar estadounidense-peso que había estado vigente por más de 10 años. La Ley de Emergencia Pública, prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2015 por la Ley 26.896, otorga al Poder Ejecutivo Nacional la facultad de establecer el tipo de cambio entre el peso y las demás divisas y de emitir regulaciones relacionadas con el mercado cambiario. Luego de un corto período durante el cual el Gobierno Argentino estableció un sistema provisorio de tipo de cambio dual conforme a la Ley de Emergencia Pública, desde febrero de 2002 se ha permitido que el peso fluctúe libremente frente a otras monedas extranjeras, aunque el Gobierno Argentino tiene la facultad de intervenir comprando y vendiendo divisas extranjeras por su propia cuenta, una práctica que realiza regularmente.

En el siguiente cuadro se establecen los tipos de cambio del dólar estadounidense anuales más altos, más bajos, promedio y al cierre de cada período, respecto a los períodos indicados; los mismos se encuentran expresados en pesos nominales por dólar estadounidense, sobre la base de los tipos de cambio fijados por el Banco Central.El Banco de la Reserva Federal de Nueva York (Federal Reserve Bank of New York) no informa un tipo de cambio comprador oficial para el peso argentino.


Tipo de Cambio(1)
	Máximo	Mínimo	Promedio (2)	Fin de Período
2005	3,0523	2,8592	2,9232	3,0315
2006	3,1072	3,0305	3,0741	3,0695
2007	3,1797	3,0553	3,1156	3,151
2008	3,4537	3,0128	3,1614	3,4537
2009	3,8545	3,4497	3,7301	3,7967
2010	3,9857	3,7942	3,9127	3,9758
2011	4,3032	4,1442	3,9715	4,3035
2012	4,9173	4,5550	4,3048	4,9173
2013	6,3192	4,9486	5,6339	6,3192
2014	8,5555	6,5430	8,1188	8,5520

1. Tipo de cambio de referencia, de cierre, publicado por el Banco Central. 2. Promedio mensual de cotizaciones diarias de cierre, excepto indicación de lo contrario.

Fuente: Banco Central

Lo anterior no puede entenderse como una declaración que los montos en pesos han sido o pudieran haber sido convertidos, o que podrían convertirse a montos en dólares a los tipos de cambio antes mencionados en ninguna de las fechas indicadas. En enero de 2002, con la sanción de la Ley 25.561, se declaró la emergencia pública en materia social, económica, administrativa, financiera y cambiaria, y se facultó al Poder Ejecutivo Nacional para establecer el sistema que determinará la relación de cambio entre el peso y las divisas extranjeras, y dictar regulaciones cambiarias. En tal contexto, el 8 de febrero de 2002 a través del Decreto Nº 260/02 el Poder Ejecutivo Nacional estableció (i) un mercado único y libre de cambios (el “MULC”) por el cual deben cursarse todas las operaciones de cambio en divisas extranjeras, y (ii) que las operaciones de cambio en divisas extranjeras deben ser realizadas al tipo de cambio libremente pactado y sujetarse a los requisitos y a la reglamentación que establezca el Banco Central (los cuales, en sus aspectos principales, se detallan más abajo).

El 9 de junio de 2005, a través del Decreto Nº 616/05 el Poder Ejecutivo nacional estableció que (i) todo ingreso de fondos al mercado local de cambios originado en el endeudamiento con el exterior de residentes, sean éstos personas físicas o jurídicas, pertenecientes al sector privado financiero y no financiero, excluyendo los referidos al financiamiento del comercio exterior y las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados; y (ii) remesas de fondos ordenadas por no residentes con destino al mercado cambiario local por los siguientes conceptos: tenencias de moneda local, adquisición de activos o pasivos financieros de todo tipo del sector privado financiero o no financiero, excluyendo la inversión extranjera directa y las emisiones primarias de títulos de deuda y de acciones que cuenten con oferta pública y listado en mercados e inversiones en valores emitidos por el sector público que sean adquiridos en mercados secundarios deberán cumplir los siguientes requisitos: (a) los fondos ingresados sólo podrán ser transferidos fuera del mercado local de cambios al vencimiento de un plazo de 365 días corridos, a contar desde la fecha de ingreso de los mismos al país; (b) el resultado de la negociación de cambios de los fondos ingresados deberá acreditarse en una cuenta del sistema bancario local; (c) deberá constituirse un depósito nominativo, no transferible y no remunerado, por el 30% del monto involucrado en la operación correspondiente, durante un plazo de 365 días corridos, de acuerdo a las condiciones que se establezcan en la reglamentación (el “Depósito”); y (d) el mencionado Depósito deberá ser constituido en dólares en una entidad financiera del país, no devengando intereses ni beneficios de ningún tipo, ni pudiendo ser utilizado como garantía de operaciones de crédito de ningún tipo. Cabe aclarar que existen diversas excepciones a los requisitos del Decreto N° 616/05, incluyendo, entre otras, las que se detallan más abajo.

A continuación se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del Banco Central, relativos al ingreso y egreso de fondos de la Argentina que se encuentran vigentes a la fecha del presente Prospecto.

Ingreso de Fondos

Rentas y Transferencias Corrientes

Las rentas percibidas por residentes argentinos provenientes de activos ubicados en el exterior no están sujetas al requisito de ingreso y liquidación a través del MULC, salvo en el caso de empresas que adquieren activos extranjeros como inversión directa, financiados en forma total o parcial con deuda contraída con acreedores extranjeros si, como consecuencia del monto de la inversión, se requirió la autorización previa del Banco Central para acceder al mercado cambiario. Antes de recurrir al mercado cambiario para cancelar los servicios o amortizaciones de dicho financiamiento, dichas empresas deberán demostrar que el producido de la inversión financiada con endeudamiento externo ha sido ingresado y liquidado a través del mercado cambiario (Comunicación “A” 5265 tal como la misma fuera modificada y complementada).

Capitales

Las operaciones de endeudamiento con el exterior del sector privado no financiero y sector financiero y gobiernos locales (en la medida que no sean por capitalización de intereses) por bonos, préstamos financieros (incluyendo operaciones de pase de valores) y toda otra operación donde haya un desembolso de fondos por parte del acreedor del exterior con el cual se origina un endeudamiento financiero con un no residente deben liquidarse en el MULC de conformidad con lo dispuesto por la Comunicación “A” 5265 que reordenó la normativa aplicable en materia de deudas financieras con el exterior.

La obligación de ingreso y liquidación en el MULC de nuevos endeudamientos de carácter financiero, podrá cumplirse en un plazo de hasta 30 días corridos de la fecha de desembolso de los fondos, siendo de aplicación las normas vigentes a la fecha de ingreso de las divisas por el MULC (Comunicación “A” 5265 , tal como la misma fuera modificada y complementada).

Las emisiones de títulos de deuda del sector privado denominados en moneda extranjera cuyos servicios de capital e intereses no sean exclusivamente pagaderos en pesos en el país, deben ser suscriptos en moneda extranjera y los fondos obtenidos deben ser liquidados en el MULC dentro de los 30 días corridos de la fecha de desembolso de los fondos, siendo de aplicación las normas vigentes a la fecha de ingreso de las divisas por el MULC (Comunicación “A” 5265 , tal como la misma fuera modificada y complementada).

Los nuevos endeudamientos financieros ingresados en el MULC y las renovaciones de deudas con el exterior de residentes en el país del sector financiero y del sector privado no financiero, deben pactarse y mantenerse por plazos mínimos de 365 días corridos, no pudiendo ser cancelados con anterioridad al vencimiento de ese plazo, cualquiera sea la forma de cancelación de la obligación con el exterior e independientemente de si la misma se efectúa o no con acceso al MULC (Comunicación “A” 5265 , tal como la misma fuera modificada y complementada). Este plazo mínimo también es aplicable a las renovaciones de deudas. Están exceptuadas de lo antedicho, entre otras, las financiaciones de comercio exterior, los saldos de las cuentas de las entidades cambiarias autorizadas, en tanto y en cuanto dichos saldos no constituyan facilidades crediticias financieras, en cuyo caso deben cumplir con los requisitos para los ingresos de préstamos financieros y las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados.

El Depósito debe efectuarse en el caso de ingresos de moneda extranjera en el mercado cambiario por los siguientes conceptos: (a) deudas financieras del sector financiero y privado no financiero, con la excepción de las emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados; (b) emisiones primarias de acciones de empresas residentes que no cuenten con oferta pública y listado en mercados, en la medida que no constituyan una “inversión extranjera directa” (inversiones inmobiliarias o que representen al menos el 10% del capital social de una empresa local); (c) inversiones de portafolio de no residentes destinadas a: tenencias de moneda local, compra de activos o pasivos financieros por parte del sector financiero o del sector privado no financiero, en la medida que no constituyan fondos de inversión directa ni emisiones primarias de títulos de deuda y/o capital que cuenten con oferta pública y listado en mercados, y/o la suscripción primaria de acciones de empresas residentes que cuenten con oferta pública y listado en mercados; (d) inversiones de portafolio de no residentes a inversiones de portafolio de no residentes destinadas a la adquisición de algún derecho en mercados secundarios respecto a valores emitidos por el sector público (e) inversiones de portafolio de no residentes destinadas a la suscripción primaria de títulos emitidos por el Banco Central; (f) los ingresos en el MULC por ventas de activos externos de residentes del sector privado, por el excedente que supere el equivalente de U$S 2.000.000 por mes calendario, en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios; y (g) todo ingreso de fondos al mercado local de cambios destinado a suscribir la emisión primaria de títulos, bonos o certificados de participación emitidos por el fiduciario de un fideicomiso, que cuenten o no con oferta pública y/o listado en mercados, cuando los requisitos mencionados resulten aplicables a la adquisición de alguno de los activos fideicomitidos. Para los ingresos en monedas extranjeras distintas al Dólar, deben considerarse a los efectos de determinar el monto del depósito, los tipos de pase al cierre del mercado de cambios cotizados por el Banco de la Nación Argentina el día hábil inmediato anterior a la fecha de su constitución.

Están exceptuadas de la constitución del Depósito, entre otras, las siguientes operaciones: (1) las liquidaciones de moneda extranjera de residentes originadas en préstamos en moneda extranjera otorgados por las entidades financieras locales; (2) los ingresos de divisas en el mercado de cambios por aportes de inversiones directas en el país (es decir, inversiones en inmuebles o participación de al menos un 10% en el capital social o los derechos de voto de una empresa local) y ventas de participaciones en empresas locales a inversores directos, en la medida que la entidad interviniente cuente con la documentación indicada en la Comunicación “A” 5532 (tal como la misma fuera modificada y complementada) y sus modificatorias; (3) créditos otorgados por los Organismos Multilaterales y Bilaterales de Crédito y Agencias Oficiales de Crédito (listados en el Anexo de la Comunicación “A” 4662 según la misma fuera modificada y complementada), en forma directa o por medio de sus agencias vinculadas, siempre que estén vinculados con operaciones realizadas en cumplimiento de su objeto (Comunicación “A” 4377 según la misma fuera modificada y complementada); (4) endeudamientos financieros con el exterior del sector financiero y privado no financiero, en la medida que simultáneamente se afecten los fondos resultantes de la liquidación de cambio, netos de impuestos y gastos, a: (i) la compra de divisas para la cancelación de servicios de capital de deuda externa y/o (ii) la formación de activos externos de largo plazo (Comunicación “A” 4377 según la misma fuera modificada y complementada); (5) endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero, en la medida que sean contraídos y cancelados a una vida promedio no menor a los dos años, incluyendo en su cálculo los pagos de capital e intereses, y estén destinados a la inversión en activos no financieros (Comunicación “A” 4377 según la misma fuera modificada y complementada); (6) ingresos en el mercado de cambios por el producido de la venta de activos externos de personas jurídicas residentes destinados a la compra de activos no financieros incluidos en las listas de adquisiciones permitidas de las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394 (Comunicación “A” 4711 según la misma fuera modificada y complementada); y (7) ingresos en el mercado de cambios por el producido de la venta de activos externos de personas físicas y/o jurídicas residentes, cuando los fondos resultantes de las ventas sean destinados a realizar nuevos aportes de capital en empresas residentes, y la empresa receptora los aplica a la adquisición de activos no financieros listados en las Comunicaciones “C” 42303, 42884, 44670 y 46394 (Comunicación “A” 4711 según la misma fuera modificada y complementada).

Egreso de fondos

Pago de servicios

Según lo dispuesto por la Comunicación “A” 5264 y sus modificatorias, los residentes pueden acceder al MULC para realizar transferencias al exterior para el pago de servicios que correspondan a prestaciones de no residentes en las condiciones pactadas entre las partes, acorde a la normativa legal aplicable y con la presentación de la documentación que avale el carácter genuino de la operación en cuanto al concepto, la prestación del servicio y monto a girar al exterior.

El acceso al MULC por el pago de: Otros servicios de información e informática, Servicios empresariales profesionales y técnicos, Regalías, Patentes y Marcas, Primas por préstamos de jugadores, Derechos de autor, Servicios personales, culturales y recreativos, Pagos de garantías comerciales por exportaciones de bienes y servicios, comisiones comerciales, Derechos de explotación de películas, video y audio extranjeras, Servicios por transferencias de tecnología por Ley 22.426 (excepto patentes y marcas), (i) estará sujeto a la conformidad del Banco Central cuando el beneficiario sea una persona física o jurídica relacionada con el deudor local en forma directa o indirecta de acuerdo a las definiciones de entes vinculados establecidos en la Comunicación "C" 40.209; o sea una persona física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que sean considerados “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal” en función de los dispuesto por el Art. 1 del Decreto Nº 589/2013, sus normas complementarias y modificatorias; o cuando el pago al exterior sea a una cuenta en estas jurisdicciones y (ii) deberá cumplir con ciertas formalidades requeridas por la Administración Federal de Ingresos Públicos mediante la Resolución General N° 3276 que dispone la presentación obligatoria de una “Declaración Jurada Anticipada de Servicios” (la “DJAS”) en el caso de importaciones de servicios por parte de residentes.

Sin embargo, en estos casos, la conformidad previa del Banco Central y el cumplimiento con la DJAS no será de aplicación por los contratos que no generen en el año calendario a nivel del concepto del mercado de cambios y deudor, pagos y/o nuevas deudas superiores al equivalente a dólares estadounidenses cien mil (U$S 100.000).

Independientemente de los valores de los contratos individuales, el requisito de la conformidad previa y el cumplimiento con la DJAS es necesario cuando los pagos devengados en el año por el concepto alcanzado en operaciones comprendidas en la conformidad previa, superen el monto expuesto precedentemente. Igual criterio es de aplicación en los casos de pagos en el año corriente que superen el monto indicado, cualquier sea el año de devengamiento. Si al momento de acceder al MULC, con la operación a cursar no se supera en el año, el monto fijado, la operación se pueden cursar sin necesidad de la conformidad previa y cumplimiento con la DJAS.

En todos los casos de acceso al MULC de cambios por los conceptos mencionados, se deberá dar cumplimiento previamente a los registros obligatorios de los contratos que estén vigentes a nivel nacional a la fecha de acceso.

Pago de rentas (intereses, utilidades y dividendos)

Se permite el acceso al MULC para el pago de intereses que correspondan a deudas impagas o que son canceladas simultáneamente con el pago de intereses, en la medida que la norma cambiaria permita el acceso al mercado local de cambios para la cancelación de los servicios de capital de esa deuda y se cumplan la totalidad de las condiciones generales establecidas para cursar dichos pagos de capital (Comunicación “A” 5264, según fuera modificada de tanto en tanto).

Se admite el acceso al MULC para el pago de servicios de intereses del sector privado no financiero y del sector financiero con una antelación de hasta 10 (diez) días hábiles a la fecha de vencimiento de cada cuota de interés computada por períodos vencidos.(Comunicación “A” 5264 y sus modificatorias).

El acceso al MULC para el pago de servicios de intereses de la deuda, será por el devengamiento de renta a partir de la fecha de concertación de cambio por la venta de las divisas en el MULC, o la fecha efectiva de desembolso de los fondos, si los mismos fueran acreditados en cuentas de corresponsalía de entidades autorizadas para su liquidación en el MULC, dentro de las 48 horas hábiles de la fecha de desembolso (Comunicación “A” 5264 y sus modificatorias).

Con anterioridad a dar curso a los pagos de intereses de deudas de todo carácter con el exterior, las entidades intervinientes deben comprobar que el deudor haya presentado, de corresponder, la declaración de deuda de acuerdo al régimen informativo que estipula la Comunicación “A” 3602 del 7 de mayo de 2002 tal como ha sido modificada de tanto en tanto, y cumplir con los demás requisitos establecidos en la Comunicación “A” 4237, tal como ha sido modificada de tanto en tanto de corresponder. Asimismo, la entidad financiera interviniente debe evaluar la razonabilidad de la tasa de interés aplicada y, en caso de duda, efectuar la consulta al BCRA previo a dar curso a la operación.

En los casos de pagos por bonos cupón cero, la diferencia entre el precio de colocación del bono y el valor nominal que se paga al vencimiento debe registrarse como pago de intereses (Comunicación “A” 5264 y sus modificatorias).

Se permite el acceso al MULC para girar al exterior pagos de utilidades y dividendos a accionistas no residentes, siempre que correspondan a balances cerrados y certificados por auditores externos con las formalidades aplicables a la certificación del balance anual (Comunicación “A” 5264 y sus modificatorias).

La Resolución General de la AFIP N° 3417/12 (tal como la misma fuera modificada y complementada) dispuso que se incorpore a la Ventanilla Única Electrónica del Comercio Exterior la información correspondiente a los pagos que los sujetos residentes en el país realicen al exterior por ciertas operaciones, principalmente las relativas al pago de (i) intereses al exterior por deudas, (ii) utilidades y dividendos al exterior y (iii) deudas financieras al exterior originadas en compras de mercancías no ingresadas al país y vendidas a terceros países.

Los sujetos obligados por dicha resolución deberán producir una declaración anticipada de pagos al exterior (“DAPE”) a través de la transferencia electrónica de cierta información a la AFIP. En relación a las operaciones mencionadas en el párrafo anterior, la DAPE deberá ser realizada por cada contrato de préstamo, pago de dividendos y por cada operación de venta que se realice respectivamente.

Amortización de capital

La cancelación de amortizaciones de capital bajo deudas con el exterior de carácter financiero de residentes en el país del sector financiero y privado no financiero, (excepto en el caso de amortizaciones de emisiones primarias de títulos de deuda que cuenten con oferta pública y listado en mercados) sólo podrá efectuarse luego de transcurridos 365 días corridos desde la fecha de liquidación de las divisas en dicho mercado, o aquel otro plazo mínimo de permanencia que fuese aplicable (Comunicación “A” 5265 y sus modificatorias).

El acceso al MULC para el pago anticipado de servicios de capital de deudas externas de residentes del sector privado no financiero, de acuerdo a las normas dadas a conocer por la Comunicación “A” 5265 y sus modificatorias, puede realizarse:

(1) En cualquier momento dentro de los 10 días hábiles previos al vencimiento, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable.

(2) Con la anticipación operativamente necesaria para el pago al acreedor a su vencimiento, de cuotas de capital cuya obligación de pago depende de la materialización de condiciones específicas expresamente contempladas en los contratos.

(3) Anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles, en forma total o parcial, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable y que el pago se financie en su totalidad con el ingreso de fondos del exterior para aportes de capital.

(4) Anticipadamente a plazos mayores a 10 días hábiles en forma parcial o total, en la medida que se cumpla el plazo mínimo de permanencia que sea aplicable, y que el pago se financie en su totalidad con el ingreso en el mercado de cambios de nuevos endeudamientos con organismos internacionales y sus agencias, agencias oficiales de crédito del exterior y bancos del exterior y en la medida que dichas cancelaciones sean las condiciones expresamente previstas para el otorgamiento del nuevo endeudamiento y/o por la emisión de bonos u otros títulos de deuda que cumplen con las condiciones para ser consideradas como emisiones externas. En todos los casos es condición que: (a) la vida promedio de la nueva deuda sea mayor que la vida promedio remanente de la deuda que se precancela considerando en ambos casos los pagos de capital e intereses y (b) que no implique para el deudor un aumento en el valor actual del endeudamiento con el exterior.

Otras disposiciones

Ventas de cambio a no residentes

Mediante la Comunicación “A” 4662 y sus modificatorias se dio a conocer un reordenamiento y las nuevas normas aplicables para el acceso al MULC por parte de no residentes (según definición vertida en el Manual de Balance de Pagos del FMI -quinta edición, capítulo IV-).

Al respecto se establece que no se requiere la conformidad previa del Banco Central, en la medida que se cumplan los requisitos establecidos en cada caso, para las siguientes operaciones por parte de no residentes: (i) compra de divisas para su transferencia al exterior, en la medida que se cuente con la documentación requerida en la mencionada norma, entre otros, en los siguientes casos, cuando las operaciones sean realizadas por, o correspondan a cobros en el país de:

deudas financieras originadas en préstamos externos de no residentes;
recuperos de créditos de quiebras locales y cobros de deudas concursales, en la medida que el cliente no residente haya sido el titular de la acreencia judicialmente reconocida en la quiebra o concurso de acreedores, con resolución firme;
repatriaciones de inversiones directas en empresas del sector privado no financiero que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida inversor demuestre el ingreso de fondos por el MULC correspondientes a esa inversión a partir del 28/10/2011, la misma r registre una permanencia en el país de esa inversión no menor a los 365 días corridos y que el beneficiario del exterior sea una persona física o jurídica que resida o que esté constituida o domiciliada en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que sean considerados "cooperadores a los fines de la transparencia fiscal" en función de lo dispuesto por el Art. 1° del Decreto 589/2013, sus normas complementarias y modificatorias, por los siguientes conceptos: (A) venta de la inversión directa; (B) liquidación definitiva de la inversión directa; (C) reducción de capital decidida por la empresa local; o (D) devolución de aportes irrevocables efectuada por la empresa local;
cobros de servicios o liquidación por venta de otras inversiones de portafolio (y sus rentas), en la medida que (A) el beneficiario no se encuentre sujeto a las disposiciones del Artículo I de la Comunicación “A” 4940 y (B) dichos pagos o dichos ingresos en conjunto no superen el equivalente de U$S 500.000 por mes calendario por persona física o jurídica, en la totalidad de las entidades autorizadas a operar en cambios; y (C) se cuente con la certificación de una entidad financiera o cambiaria local, sobre la fecha y monto de la inversión ingresada al país, sea a través de una liquidación en el MULC, o en su momento, de una acreditación en una cuenta bancaria en moneda extranjera en el país, con una anterioridad no menor a los 365 días corridos de la fecha de acceso al MULC a efectos de la repatriación. Estas repatriaciones de inversiones de portafolio comprenden entre otras: inversiones en cartera en acciones y participaciones en empresas locales, inversiones en fondos comunes de inversión y fideicomisos locales, compra de carteras de préstamos otorgados a residentes por bancos locales, compra de facturas y pagarés por operaciones comerciales locales, inversiones en bonos locales emitidos en pesos y en moneda extranjera pagaderos localmente y las compras de otros créditos internos; y
indemnizaciones decididas por tribunales locales a favor de no residentes.

(ii) Compras de divisas o billetes en moneda extranjera cuando no supere el equivalente a 5 mil dólares por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios.

(iii) Compras de billetes, cheques de viajero en moneda extranjera, por los montos que sean necesarios para el ejercicio de sus funciones en el país de organismos internacionales e instituciones, representaciones diplomáticas y corresponsalías, entre otros.

Las operaciones que no encuadren en los puntos mencionados precedentemente, sólo podrán ser cursadas en la medida que cuenten con la previa conformidad del Banco Central.

Formación de activos externos por parte de residentes

Las personas físicas y jurídicas argentinas residentes, ciertos patrimonios y otras universalidades constituidos en Argentina y los gobiernos locales están autorizados a acceder al MULC para comprar activos externos con y sin destino específico en la medida en que se satisfagan las condiciones establecidas en cada caso en particular por la Comunicación “A” 5236 y sus modificatorias.

Las compras de activos externos que no encuadren en ninguna situación reglamentada por el Banco Central deberán contar con la autorización previa del Banco Central antes de que la entidad autorizada a operar en cambios le permita al cliente acceder al MULC.

Se permite el acceso al MULC para la compra de activos externos, para su aplicación a un destino específico en activos locales, cuando se trate de las siguientes operaciones:

compras de billetes de gobiernos locales para depositar en cuentas locales de entidades financieras en el marco de las condiciones establecidas para los desembolsos de préstamos otorgados por entidades financieras multilaterales;
compras de billetes para depositar en cuentas bancarias locales que se realicen simultáneamente al ingreso de fondos por las financiaciones previstas en las Comunicación “A” 5265 (y modificatorias)y siempre que se cumpla con las condiciones que allí se establecen;
compras de billetes que realicen las empresas públicas o empresas bajo el control del gobierno y los fideicomisos constituidos con fondos aportados por el sector público nacional adquiridos para depósito en cuentas locales empleadas como garantía, para garantizar cartas de crédito u otros avales bancarios para garantizar importaciones argentinas de bienes y sujeto a que los fondos utilizados para la compra sean aportados por el Tesoro Nacional y se cumplan las restantes condiciones que se establecen en la Comunicación “A” 5236 (y modificatorias);
compras de billetes en moneda extranjera para depositar en cuentas locales que realicen empresas del sector privado no financiero que registran deuda vencida e impaga con el exterior y que a la fecha de acceso al MULC hayan efectuado una oferta de refinanciación de su deuda a acreedores del exterior. Los montos adquiridos no deben superar el monto de los servicios de capital e intereses de deuda vencidos según el cronograma original ni el 75% de los pagos en efectivo incluidos en la oferta de refinanciación y se deben cumplir las restantes condiciones previstas en el punto 2.5 de la Comunicación “A” 5236 (y modificatorias);
compras de billetes en moneda extranjera que realicen fondos comunes de inversión para pagar en Argentina rescates de cuotas partes de clientes no alcanzados por lo dispuesto en el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377 (y modificatorias) y en la medida que hubieran ingresado divisas a tal fin por el mismo monto;
compras de billetes de agentes bursátiles residentes de Argentina que se ajusten a las condiciones previstas en la Comunicación “A” 5236 (y modificatorias) y se apliquen a cancelar compras de valores emitidos por no residentes con cotización en Argentina y en el exterior efectuadas a clientes no alcanzados por el punto 1.b. de la Comunicación “A” 4377 (y modificatorias).

Compra de divisas para su posterior aplicación a destinos específicos: Las empresas residentes en el país autorizadas a prestar servicios de transporte internacional de cargas por carreteras pueden acceder al mercado local de cambios para la compra de billetes en monedas extranjeras de los países signatarios del “Acuerdo de Transporte Internacional Terrestre” de conformidad con las pautas del punto 3.1. de la Comunicación “A” 5526 (y modificatorias).

Compra de divisas para tenencia de billetes extranjeros en el país: Las personas físicas residentes en el país podrán acceder al mercado local de cambios para las compras de billetes que realicen por el concepto “compra para tenencia de billetes extranjeros en el país” en función a los ingresos de su actividad declarados ante la AFIP y de los demás parámetros cuantitativos que se establezcan, en el marco de la política cambiaria, para su validación. El monto al que podrán acceder las personas físicas por este concepto se verá reflejado en el “Programa de Consulta de Operaciones Cambiarias” disponible en el sitio web de AFIP.

Repatriación de activos externos

Se permite el acceso al MULC por parte de residentes del sector privado no financiero para el ingreso de fondos de su propiedad percibidos en el exterior, incluyendo por cobros de deudas de no residentes, sujeto a los siguientes requisitos:

la transferencia deberá efectuarse desde una cuenta de titularidad del beneficiario local en bancos o instituciones del exterior (con las características que se describen en la sección “Formación de activos externos de residentes” más arriba) a una cuenta de titularidad del beneficiario local en Argentina;
los fondos percibidos deben haber permanecido al menos diez (10) días hábiles en la cuenta del exterior del beneficiario local. Este requisito de permanencia mínima no será de aplicación, entre otros supuestos, en caso de cobros de deudas financieras de no residentes con residentes; y
los fondos ingresados en exceso de U$S 2.000.000 por mes calendario en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios estarán sujetos al Depósito.

Mercados de Capitales

Las operaciones de valores que se realicen en mercados de valores, deberán abonarse por alguno de los siguientes mecanismos: (a) en pesos utilizando las distintas modalidades que permiten los sistemas de pagos, (b) en moneda extranjera mediante transferencia electrónica de fondos desde y hacia cuentas a la vista en entidades financieras locales, y (c) contra cable sobre cuentas del exterior. En ningún caso, se permite la liquidación de estas operaciones de compra-venta de valores mediante el pago en billetes en moneda extranjera, o mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros (Comunicación “A” 4308).

Relevamiento de emisiones de títulos y de otras obligaciones externas del sector privado financiero y no financiero

Mediante la Comunicación “A” 3602 y sus complementarias se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Pasivos Externos y Emisiones de Títulos, cuyas declaraciones corresponden al endeudamiento a fin de cada trimestre calendario, que deben cumplir las personas físicas y jurídicas del sector privado financiero y no financiero que registren pasivos de todo tipo con residentes en el exterior. La obligación de declaración está a cargo del deudor, quien debe presentar sus declaraciones a través de las entidades financieras. Dichas declaraciones tendrán el carácter de declaración jurada. No corresponde declarar las deudas originadas y canceladas en un mismo trimestre calendario.

Relevamiento de inversiones directas

Mediante Comunicación “A” 4237 (tal como la misma fuera modificada y complementada)se dispuso implementar un Sistema de Relevamiento de Inversiones Directas en el país (por no residentes) y en el exterior (por residentes). Se considera inversión indirecta aquella que refleja el interés duradero del residente de una economía (inversor directo) por una entidad residente de otra economía (empresa de inversión directa), lo que se evidencia, por ejemplo, con una participación en el capital social o votos no menor a un 10%. El régimen informativo establecido por esta Comunicación “A” 4237 tiene carácter semestral.

Para un detalle de la totalidad de las restricciones cambiarias y de controles al ingreso de capitales vigentes al día de la fecha, se sugiere a los inversores consultar con sus asesores legales y dar una lectura completa a la normativa mencionada, junto con sus reglamentaciones y normas complementarias, a cuyo efecto los interesados podrán consultar las mismas en el sitio web del Ministerio de Economía (www.mecon.gob.ar o www.infoleg.gob.ar), o en el sitio web del Banco Central (www.bcra.gob.ar), según corresponda.

AVISO A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA REFERENTE A LAVADO DE DINERO

SE NOTIFICA A LOS SEÑORES INVERSORES QUE POR LEY N° 25.246 (MODIFICADA POSTERIORMENTE POR LEY N° 26.087, LEY N° 26.119, LEY N° 26.268, LEY N° 26.683 Y LEY N°26.734) (LA “LEY DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE DINERO”) SE INCORPORÓ EL LAVADO DE DINERO COMO DELITO TIPIFICADO EN EL CÓDIGO PENAL ARGENTINO. ASIMISMO, LA RECIENTE SANCIÓN DE LA LEY n° 26.683, MODIFICÓ LA FIGURA Del delito de lavado de dinero prevista anteriormente COMO UNA ESPECIE de encubrimiento, OTORGÁNDOLE plena autonomía Y tipificándolo como un delito contra el orden económico y financiero. mediante la ley DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, Y A FIN DE PREVENIR E IMPEDIR LOS DELITOS DE LAVADO DE DINERO Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO, se CREó LA UNIDAD DE INFORMACIÓN FINANCIERA (“UIF”) BAJO LA JURISDICCIÓN DEL MINISTERIO DE JUSTICIA Y DERECHOS HUMANOS DE LA NACIÓN. LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE CUÁLES SON AQUELLAS FACULTADES QUE TIENE LA UIF COMO ORGANISMO AUTÓNOMO Y AUTÁRQUICO, entre las cuales se destacan: (I) SOLICITAR INFORMES, DOCUMENTOS, ANTECEDENTES Y TODO OTRO ELEMENTO QUE ESTIME úTIL PARA EL CUMPLIMIENTO DE SUS FUNCIONES A CUALQUIER ORGANISMO PÚBLICO, NACIONAL, PROVINCIAL O MUNICIPAL, Y A PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS, públicas o privadas, TODOS LOS CUALES ESTarÁN OBLIGADOS A PROPORCIONARLOS DENTRO DEL TÉRMINO QUE SE LES FIJE, BAJO APERCIBIMIENTO DE LEY. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa, los sujetos obligados no podrán oponer a la UIF el secreto bancario, fiscal, bursátil o Profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidaD; (II) RECIBIR DECLARACIONES VOLUNTARIAS, que en ningún caso podrán ser anónimas; (III) REQUERIR LA COLABORACIÓN DE TODOS LOS SERVICIOS DE INFORMACIÓN DEL ESTADO, los que están obligados a prestarla en los términos de la normativa procesal vigente; (IV) ACTUAR EN CUALQUIER LUGAR DE LA REPÚBLICA argentina EN CUMPLIMIENTO DE LAS FUNCIONES establecidas por ESTA LEY; (V) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE ÉSTE REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE QUE RESUELVA LA SUSPENsIÓN, por el plazo que éste determine, DE LA EJECUCIÓN DE CUALQUIER OPERACIÓN O ACTO informado previamente conforme el inciso b) del artículo 21 o cualquier otro acto vinculado a éstos, antes de su realización, CUANDO SE INVESTIGUEN ACTIVIDADES SOSPECHOSAS Y EXISTAN INDICIOS SERIOS Y GRAVES DE QUE SE TRATA DE LAVADO DE ACTIVOS provenientes de algunos de los delitos previstos en el artículo 6° o de financiación del terrorismo; (VI) SOLICITAR AL MINISTERIO PÚBLICO PARA QUE (1) REQUIERA AL JUEZ COMPETENTE EL ALLANAMIENTO DE LUGARES PÚBLICOS Y PRIVADOS, LA REQUISA PERSONAL Y EL SECUESTRO DE DOCUMENTACIÓN O ELEMENTOS ÚTILES PARA LA INVESTIGACIÓN Y (2) arbitre todos los medios legales necesarios para la obtención de información de cualquier fuente u origen; (VII) DISPONER LA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE CONTRALOR INTERNO para lOs SUJETOS OBLIGADOS, para lo cual la UIF podrá establecer los procedimientos de supervisión, fiscalización e inspección in situ para el control del cumplimiento de las obligaciones establecidas en el artículo 21 de la ley y de las directivas e instrucciones dictadas conforme las facultades del artículo 14 inciso 10. El sistema de contralor interno dependerá directamente del presidente de la UIF, quien dispondrá la sustanciación del procedimiento, el que deberá ser de forma actuada. En el caso de sujetos obligados que cuenten con órganos de contralor específicos, éstos últimos, deberán proporcionar a la UIF la colaboración en el marco de su competencia. (VIII) APLICAR LAS SANCIONES PREVISTAS EN LA LEY, DEBIENDO GARANTIZAR EL DEBIDO PROCESO; (IX) ORGANIZAR Y ADMINISTRAR ARCHIVOS Y ANTECEDENTES RELATIVOS A LA ACTIVIDAD DE LA PROPIA UIF O DATOS OBTENIDOS EN EL EJERCICIO DE SUS FUNCIONES PARA RECUPERACIÓN DE INFORMACIÓN RELATIVA A SU MISIÓN, PUDIENDO CELEBRAR ACUERDOS Y CONTRATOS CON ORGANISMOS NACIONalES, INTERNACIONALES Y EXTRANJEROS PARA INTEGRARSE EN REDES INFORMATIVAS DE TAL CARÁCTER; (X) EMITIR DIRECTIVAS E INSTRUCCIONES QUE DEBERÁN CUMPLIR E IMPLEMENTAR LOS SUJETOS OBLIGADOS POR LA LEY, PREVIA CONSULTA CON LOS ORGANISMOS ESPECÍFICOS DE CONTROL. Los sujetos obligados en los incisos 6 y 15 del artículo 20 podrán dictar normas de procedimiento complementarias a las directivas e instrucciones emitidas por la UIF, no pudiendo ampliar ni modificar los alcances definidos por dichas directivas e instrucciones.

EN CONSECUENCIA:

(1) SE REPRIME CON PRISIÓN DE tres A DIEZ AÑOS Y MULTA DE DOS A DIEZ VECES DEL MONTO DE LA OPERACIÓN AL QUE CONVIERTa, TRANSFIERa, ADMINISTRe, VENDa, GRAVe, disimule O DE CUALQUIER OTRO MODO pusiere en circulación en el mercado, bienes proVENIENTES DE UN ilícito penal, CON la consecuencia posible DE QUE LOS bienes ORIGINARIOS O los SUBROGANTES adquieran la apariencia de un ORIGEN Lícito y SIEMPRE QUE su VALOR SUPERE LOS Pesos 300.000 SEA en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí.

(2) La pena prevista en el inciso 1 será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo, en los siguientes casos: (a) Cuando el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza; (b) Cuando el autor fuera funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones. En este caso, sufrirá además pena de inhabilitación especial de tres a diez años. La misma pena sufrirá el que hubiere actuado en ejercicio de una profesión u oficio que requirieran habilitación especial.

(3) El que recibiere dinero u otros bienes provenientes de un ilícito penal, con el fin de hacerlos aplicar en una operación de las previstas en el inciso 1, que les dé la apariencia posible de un origen lícito, será reprimido con la pena de prisión de seis meses a tres años.

(4) Si el valor de los bienes no superare la suma indicada en el inciso 1, el autor será reprimido con la pena de prisión de seis meses a tres años.

(5) LAS DISPOSICIONES mencionadas anteriormente REGIRÁN AÚN CUANDO EL ILÍCITO PENAL PRECEDENTE HUBIERA SIDO COMETIDO FUERA DEL ÁMBITO DE APLICACIÓN ESPACIAL DEl CÓDIGO penal, EN TANTO EL HECHO QUE LO TIPIFICARA TAMBIÉN HUBIERA ESTADO SANCIONADO CON PENA EN EL LUGAR DE SU COMISIÓN.

por otra parte, Cuando los hechos delictivos hubieren sido realizados en nombre, o con la intervención, o en beneficio de una persona de existencia ideal, se impondrán a la entidad las siguientes sanciones conjunta o alternativamente:

(1) Multa de dos a diez veces el valor de los bienes objeto del delito.

(2) Suspensión total o parcial de actividades, que en ningún caso podrá exceder de diez años.

(3) Suspensión para participar en concursos o licitaciones estatales de obras o servicios públicos o en cualquier otra actividad vinculada con el Estado, que en ningún caso podrá exceder de diez años.

(4) Cancelación de la personería cuando hubiese sido creada al solo efecto de la comisión del delito, o esos actos constituyan la principal actividad de la entidad.

(5) Pérdida o suspensión de los beneficios estatales que tuviere.

(6) Publicación de un extracto de la sentencia condenatoria a costa de la persona jurídica.

Para graduar estas sanciones, los jueces tendrán en cuenta el incumplimiento de reglas y procedimientos internos, la omisión de vigilancia sobre la actividad de los autores y partícipes, la extensión del daño causado, el monto de dinero involucrado en la comisión del delito, el tamaño, la naturaleza y la capacidad económica de la persona jurídica. Cuando fuere indispensable mantener la continuidad operativa de la entidad, o de una obra, o de un servicio en particular, no serán aplicables las sanciones previstas en los puntos 2 y 4 anteriores.

A SU VEZ, SE PREVÉN SANCIONES PECUNIARIAS. EN TAL SENTIDO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE (1) SERÁ SANCIONADO CON MULTA DE CINCO A VEINTE VECES DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, LA PERSONA JURÍDICA CUYO ÓRGANO EJECUTOR HUBIERA RECOLECTADO O PROVISTO BIENES O DINERO, CUALQUIERA SEA SU VALOR, CON CONOCIMIENTO DE QUE SERÁN UTILIZADOS POR ALGÚN MIEMBRO DE UNA ASOCIACIÓN ILÍCITA TERRORISTA. CUANDO EL HECHO HUBIERA SIDO COMETIDO POR TEMERIDAD O IMPRUDENCIA GRAVE DEL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA O POR VARIOS ÓRGANOS O EJECUTORES SUYOS, LA MULTA A LA PERSONA JURÍDICA SERÁ DEL 20% AL 60% DEL VALOR DE LOS BIENES OBJETO DEL DELITO, Y (2) CUANDO EL ÓRGANO O EJECUTOR DE UNA PERSONA JURÍDICA HUBIERA COMETIDO EN ESE CARÁCTER EL DELITO A QUE SE REFIERE EL ARTÍCULO 22 la LEY de prevención de lavado, LA PERSONA JURÍDICA SERÁ PASIBLE DE MULTA DE pesos 50.000 A pesos 500.000.

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

asimismo, la ley de prevención de lavado de dinero establece que:

(1) Si la escala penal prevista para el delito del art. 277 fuera menor que la establecida en las disposiciones de este capítulo, será aplicable al caso la escala penal del delito precedente.

(2) Si el delito precedente no estuviera amenazado con penaprivativa de libertad, se aplicará a su encubrimiento multa de un mil (1.000) pesos a veinte mil (20.000) pesos o la escala penal del delito precedente, si ésta fuera menor.

(3) Cuando el autor de los hechos descriptos en los incisos 1 o 3 del artículo 277 fuera un funcionario público que hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones, sufrirá además pena de inhabilitación especial de tres a diez años. La misma pena sufrirá el que hubiere actuado en ejercicio de una profesión u oficio que requieran habilitación especial.

(4) Las disposiciones de este capítulo regirán aun cuando el delito precedente hubiera sido cometido fuera del ámbito de aplicación espacial de este Código, en tanto el hecho que lo tipificara también hubiera estado sancionado con pena en el lugar de su comisión.

el régimen prevé a su vez un régimen penal administrativo. de esta manera:

(a) La persona que actuando como órgano o ejecutor de una persona jurídica o la persona de existencia visible que incumpla alguna de las obligaciones ante la UIF, será sancionada con pena de multa de una a diez veces del valor total de los bienes u operación a los que se refiera la infracción, siempre y cuando el hecho no constituya un delito más grave,

(B) La misma sanción será aplicable a la persona jurídica en cuyo organismo;

se desempeñare el sujeto infractor; (c) Cuando no se pueda establecer el valor real de los bienes, la multa será de diez mil pesos (pesos 10.000) a cien mil pesos (pesos 100.000); (d) La acción para aplicar la sanción establecida en este artículo prescribirá a los cinco (5) años, del incumplimiento. Igual plazo regirá para la ejecución de la multa, computados a partir de que quede firme el acto que así la disponga; (E) El cómputo de la prescripción de la acción para aplicar la sanción prevista se interrumpirá: por la notificación del acto que disponga la apertura de la instrucción sumarial o por la notificación del acto administrativo que disponga su aplicación.

ASIMISMO, LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO ESTABLECE QUE LA UIF COMUNICARÁ LAS OPERACIONES SOSPECHOSAS AL MINISTERIO PÚBLICO A FIN DE ESTABLECER SI CORRESPONDE EJERCER ACCIÓN PENAL CUANDO HAYA AGOTADO EL ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN REPORTADA Y SURGIERAN ELEMENTOS DE CONVICCIÓN SUFICIENTES PARA CONFIRMAR EL CARÁCTER DE SOSPECHOSA DE LAVADO DE ACTIVOS.

SIENDO EL OBJETO PRINCIPAL DE lA LEY de prevención de lavado de dinero, IMPEDIR EL LAVADO DE DINERO, NO ATRIBUYE LA RESPONSABILIDAD DE CONTROLAR ESAS TRANSACCIONES DELICTIVAS SOLO A LOS ORGANISMOS DEL GOBIERNO nacional SINO QUE TAMBIÉN ASIGNA DETERMINADAS OBLIGACIONES A DIVERSAS ENTIDADES DEL SECTOR PRIVADO TALES COMO BANCOS, AGENTES DE BOLSA, SOCIEDADES DE BOLSA Y COMPAÑÍAS DE SEGURO. ASIMISMO, LA MODIFICACIÓN A LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO INTRODUJO DENTRO DE LAS CATEGORÍAS DE SUJETOS OBLIGADOS, ENTRE OTROS, A LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS QUE ACTÚEN COMO FIDUCIARIOS, EN CUALQUIER TIPO DE FIDEICOMISO Y LAS PERSONAS FÍSICAS O JURÍDICAS TITULARES DE O VINCULADAS, DIRECTA O INDIRECTAMENTE, CON CUENTAS DE FIDEICOMISOS, FIDUCIANTES Y FIDUCIARIOS EN VIRTUD DE CONTRATOS DE FIDEICOMISO. ESTAS OBLIGACIONES CONSISTEN BÁSICAMENTE EN FUNCIONES DE CAPTACIÓN DE INFORMACIÓN, CANALIZADAS MEDIANTE LA UIF.

MEDIANTE LA RESOLUCIÓN N° 229/2011 DE LA uif (MODIFICADA POR RESOLUCIÓN UIF 140/2012) SE APRobaron LAs medidas y PROCEDIMIENTOS que en el mercado de capitales se deberán observar en relación con la comisión de los delitos de lavado de activos y financiación del terrorismo POR parte de los siguientes sujetos obligados: LOS AGENTES Y SOCIEDADES DE BOLSA, SOCIEDADES GERENTE DE FONDOS COMUNES DE INVERSIÓN, AGENTES DE MERCADO ABIERTO ELECTRÓNICO, Y TODOS AQUELLOS INTERMEDIARIOS EN LA COMPRA, ALQUILER O PRÉSTAMO DE TÍTULOS VALORES QUE OPEREN BAJO LA ÓRBITA DE BOLSAS DE COMERCIO CON O SIN MERCADOS ADHERIDOS; COMO ASÍ TAMBIÉN LOS AGENTES INTERMEDIARIOS INSCRIPTOS EN LOS MERCADOS DE FUTUROS Y OPCIONES CUALQUIERA SEA SU OBJETO. dichos SUJETOS obligados deberán reportar aquellas operaciones inusuales que, de acuerdo a la idoneidad exigible en función de la actividad que realizan y el análisis efectuado, consideren sospechosas de Lavado de Activos o Financiación de Terrorismo para lo que tendrán especialmente en cuenta las siguientes circunstancias:

(A) los montos, tipos, frecuencia y naturaleza de las operaciones que realicen los clientes, siempre que no guarden relación con los antecedentes y la actividad económica de los mismos;

(B) los montos inusualmente elevados, la complejidad y las modalidades no habituales de las operaciones realizadas;

(C)Cuando transacciones de similar naturaleza, cuantía, modalidad o simultaneidad, hagan presumir que se trata de una operación fraccionada a los efectos de evitar la aplicación de los procedimientos de detección y/o reporte de las operaciones;

(d)Ganancias o pérdidas continuas en operaciones realizadas repetidamente entre las mismas partes;

(E)Cuando los Clientes se nieguen a proporcionar datos o documentos requeridos POR LOS SUJETOS OBLIGADOS EN VIRTUD DE la presente resolución o bien cuando se detecte que la información suministrada por los mismos se encuentra alterada; intenten evitar dar cumplimiento a la presente resolución u otras normas de aplicación en la materia;

(F)Cuando existan indicios sobre el origen, manejo o destino ilegal de los fondos, bienes o activos utilizados en las operaciones, respecto de los cuales el Sujeto Obligado no cuente con una explicación;

(G)Cuando el Cliente exhibe una inusual despreocupación respecto de los riesgos o costos de las transacciones, o que éstos resulten incompatibles con el perfil económico del mismo;

(H)Cuando las operaciones involucren países o jurisdicciones considerados "paraísos fiscales" o identificados como no cooperativos por el GRUPO DE ACCIÓN FINANCIERA INTERNACIONAL;

(I)Cuando se indicare el mismo domicilio en cabeza de distintas personas jurídicas, o cuando las mismas personas físicas revistieren el carácter de autorizadas y/o apoderadas de diferentes personas jurídicas, y no existiere razón ECONÓMICA O LEGAL para ello; TENIENDO ESPECIAL CONSIDERACIÓN CUANDO ALGUNA DE LAS COMPAÑÍAS ESTÉN UBICADAS EN PARAÍSOS FISCALES Y SU ACTIVIDAD PRINCIPAL SEA LA OPERATORIA OFF SHORE.

(j)La compra o venta de valores negociables a precios notoriamente más altos o bajos que los que arrojan las cotizaciones vigentes al momento de concertarse la operación;

(k)El pago o cobro de primas excesivamente altas o bajas en relación con las que se negocian en el mercado de opciones;

(l)La compra o venta de contratos a futuro, a precios notoriamente más altos o bajos que los que arrojan las cotizaciones vigentes al momento de concertarse la operación;

(M)La compra de valores negociables por importes sumamente elevados;

(N) Los montos muy significativos en los márgenes de garantía pagados por posiciones abiertas en los mercados de futuros y opciones;

(O)La inversión muy elevada en primas en el mercado de opciones, o en operaciones de pase o caución bursátil;

(p)Las operaciones en las cuales el Cliente no posee una situación financiera que guarde relación con la magnitud de la operación, y que ello implique la posibilidad de no estar operando en su propio nombre, sino como agente para un principal oculto;

(Q)Las solicitudes de Clientes para servicios de administración de cartera de inversiones, donde el origen de los fondos, bienes u otros activos no está claro o no es consistente con el tipo de actividad declarada;

(R)Las operaciones de inversión en valores negociables por volúmenes nominales muy elevados, que no guardan relación con los volúmenes operados tradicionalmente en la especie para el perfil transaccional del cliente;

(S)Los Clientes que realicen sucesivas transacciones o transferencias a otras cuentas comitentes, sin justificación aparente; que realicen operaciones financieras complejas, o que ostenten una ingeniería financiera llevada a cabo sin una finalidad concreta, o que la justifique; que, sin justificación aparente, mantiene múltiples cuentas bajo un único nombre o a nombre de familiares o empresas, con un gran número de transferencias a favor de terceros;

(T)Cuando una transferencia electrónica de fondos sea recibida sin la totalidad de la información que la deba acompañar;

(U)El depósito de dinero con el propósito de realizar una operación a largo plazo, seguida inmediatamente de un pedido de liquidar la posición y transferir los fondos fuera de la cuenta;

(V)Cuando alguna de las compañías u organizaciones involucradas estén ubicadas en paraísos fiscales y su actividad principal se relacione a la operatoria "off shore".

Al igual que en las distintas resoluciones emitidas por la UIF para las distintas categorías de sujetos obligados, la resolución establece un listado de transacciones que si bien no constituyen por sí solas o por su sola efectivización o tentativa, operaciones sospechosas; constituyen una ejemplificación de transacciones que deberán especialmente tener en cuenta a los efectos de REPORTARLAS.

ESTA RESOLUCIÓN INCORPORA UNA DISTINCIÓN ENTRE LOS CLIENTES EN FUNCIÓN AL TIPO Y MONTO DE OPERACIONES, CLASIFICÁNDOLOS EN: (i) HABITUALES cuando realizan operaciones por un monto anual que alcance o supere la suma de $ 60.000 (PESOS SESENTA MIL) o su equivalente en otras monedas; (ii) OCASIONALES CUANDO REALICEN OPERACIONES ANUALES QUE NO SUPEREN LA SUMA DE $ 60.000 (PESOS SESENTA MIL) o su equivalente en otras monedas; e (iii) INACTIVOS CUANDO LAS CUENTAS NO HUBIESEN TENIDO MOVIMIENTO POR UN LAPSO MAYOR AL AÑO CALENDARIO Y LA VALUACIÓN DE LOS ACTIVOS DE LAS MISMAS SEA INFERIOR A $ 60.000 (PESOS SESENTA MIL).

Asimismo, mediante LA resolución UIF N° 3/2014 se estableció que si bien toda operación sospechosa de lavado de dinero debe ser reportada a la UIF dentro de los 150 (ciento cincuenta) días corridos desde su consumación (o tentativa de consumación), los Sujetos Obligados deberán reportar a la UIF todo hecho u operación sospechosos de lavado de activos dentro de los 30 (treinta) días corridos contados desde que los hubieren calificado como tales, en tanto toda operación sospechosa de financiación del terrorismo debe ser reportada dentro de las 48 (cuarenta y ocho) horas desde su consumación (o tentativa de consumación).

ADICIONALMENTE, MEDIANTE LA RESOLUCIÓN UIF Nº 229/2014 SE DISPUSO AL BANCO CENTRAL, LA CNV, LA SUPERINTENDENCIA DE SEGUROS DE LA NACIÓN Y EL INSTITUTO NACIONAL DE ASOCIATIVISMO Y ECONOMÍA SOCIAL LA OBLIGACIÓN DE PROPORCIONAR A LA UIF TODA LA COLABORACIÓN NECESARIA A EFECTOS DE EVALUAR EL CUMPLIMIENTO, POR PARTE DE LOS SUJETOS OBLIGADOS QUE SE ENCUENTREN SUJETOS A SU CONTRALOR, DE LAS OBLIGACIONES ESTABLECIDAS POR LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, LA NORMATIVA DICTADA POR LA UIF Y POR LAS DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS QUE SE DICTEN EN SU CONSECUENCIA POR LOS PROPIOS ORGANISMOS. ASIMISMO, LA RESOLUCIÓN UIF N° 229/2014 OTORGA FACULTADES A LOS ORGANISMOS DE CONTRALOR CON EL OBJETO DE SUPERVISAR EL CUMPLIMIENTO DE LA TOTALIDAD DE LAS OBLIGACIONES EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO, COMO ASÍ TAMBIÉN AUTORIZA A DICHOS ORGANISMO A DISPONER LAS MEDIDAS Y ACCIONES CORRECTIVAS QUE ESTIMEN NECESARIAS A LOS FINES DE CORREGIR Y MEJORAR LOS PROCEDIMIENTOS DE CUMPLIMIENTO EN MATERIA DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE ACTIVOS Y DE FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO DE LOS SUJETOS OBLIGADOS.

Con el dictado de la Resolución General 622/2013 (nuevo texto ordenado de las Normas de la CNV), en especial el Título XI “Prevención del Lavado de Activos y Financiación del Terrorismo” de dicha resolución, se adecuaron las Normas de la CNV a las disposiciones legales vigentes, aprobando la inclusión de la “Guía de transacciones inusuales o sospechosas en la órbita del Mercado de Capitales (lavado de activos y financiación del terrorismo)” a las Normas.

El artículo 1° de la Sección I del Título XI de LAS NORMAS DE LA CNV establece que a partir de la entrada en vigencia de la Ley Nº 26.831, se entIENDE que dentro de los Sujetos Obligados en los términos de los incisos 4, 5 y 22 del artículo 20 de Ley de Lavado de Activos, quedan comprendidos los Agentes de Negociación, los Agentes de Liquidación y Compensación, los Agentes de Distribución y Colocación, y los Agentes de Administración de Productos de Inversión Colectiva. Asimismo, establece que estos Sujetos Obligados deben observar lo establecido en la Ley de Lavado de Activos, en las normas reglamentarias emitidas por la UIF y la cnv (ello incluye los decretos del PODER EJECUTIVO NACIONAL referidos a las decisiones adoptadas por el CONSEJO DE SEGURIDAD DE LAS NACIONES UNIDAS, en la lucha contra el terrorismo, y el cumplimiento de las Resoluciones (con sus respectivos Anexos) del MINISTERIO DE RELACIONES EXTERIORES Y CULTO). A su vez, establece que dichas normas deberán ser observadas también por los Agentes de custodia de productos de inversión colectiva (Sociedades Depositarias de Fondos Comunes de Inversión en los términos de la Ley Nº 24.083); Agentes de corretaje; Agentes de depósito colectivo; y las sociedades emisoras respecto de aquellos aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o préstamos significativos que reciba, sea que quien los efectúe tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados.

Asimismo, en virtud de lo establecido en LAS NORMAS DE LA CNV, la totalidad de los Sujetos Obligados (conforme lo indicado en el artículo 1° de la Sección I del Título XI sobre Prevención del Lavado de Dinero y Financiación del Terrorismo de lAS NORMAS DE LA CNV), sólo podrán dar curso a operaciones en el ámbito de la oferta pública de valores negociables, contratos a término, futuros u opciones de cualquier naturaleza y otros instrumentos y productos financieros, cuando sean efectuadas u ordenadas por sujetos constituidos, domiciliados o que residan en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que figuren incluidos dentro del listado de países cooperadores previsto en el artículo 2° inciso b) del Decreto Nº 589/2013. Cuando dichos sujetos no se encuentren incluidos dentro del listado mencionado en el párrafo anterior y revistan en su jurisdicción de origen la calidad de intermediarios registrados en una entidad bajo control y fiscalización de un organismo que cumpla similares funciones a las de la Comisión, sólo se deberá dar curso a ese tipo de operaciones siempre que acrediten que el Organismo de su jurisdicción de origen, ha firmado memorando de entendimiento de cooperación e intercambio de información con la CNV.

DE CONFORMIDAD CON LAS NORMAS DE LA CNV, los sujetos obligados sólo podrán recibir por cliente y por día fondos en EFECTIVO POR UN IMPORTE QUE NO EXCEDA LOS $ 1.000 (EN CASO DE EXCEDER SE DEBERÁ AJUSTAR A LO PREVI"_parent" LEY 25.345 SOBRE PREVENCIÓN DE LA EVASIÓN FISCAL). EN EL CASO DE UTILIZARSE CHEQUES, ESTOS DEBERÁN ESTAR LIBRADOS CONTRA CUENTAS CORRIENTES ABIERTAS EN ENTIDADES FINANCIERAS DEL PAÍS DE TITULARIDAD O CO-TITULARIDAD DEL CLIENTE. EN EL CASO DE UTILIZARSE TRANSFERENCIAS BANCARIAS A LOS SUJETOS, ESTAS DEBERÁN EFECTUARSE DESDE CUENTAS BANCARIAS A LA VISTA DE TITULARIDAD O CO-TITULARIDAD DEL CLIENTE, ABIERTAS EN ENTIDADES DEL PAÍS AUTORIZADAS POR EL BANCO CENTRAL DE LA REPUBLICA ARGENTINA.

ASIMISMO, LOS SUJETOS OBLIGADOS -POR DÍA Y POR CLIENTE- NO PODRÁN EFECTUAR MÁS DE DOS (2) PAGOS DE FONDOS NI EMITIR MÁS DE DOS (2) CHEQUES. EN NINGÚN CASO LOS SUJETOS PODRÁN EFECTUAR PAGOS EN EFECTIVO POR DÍA Y POR CLIENTE POR UN IMPORTE SUPERIOR A $1.000 (EN CASO DE EXCEDER SE DEBERÁ AJUSTAR A LO PREVI"_parent" LEY 25.345 SOBRE PREVENCIÓN DE LA EVASIÓN FISCAL). EN EL CASO DE UTILIZARSE CHEQUES, ESTOS DEBERÁN ESTAR LIBRADOS A FAVOR DEL CLIENTE CON CLÁUSULA NO A LA ORDEN, Y EN EL CASO DE UTILIZARSE TRANSFERENCIAS BANCARIAS, ESTAS DEBERÁN TENER COMO DESTINO CUENTAS BANCARIAS DE TITULARIDAD O CO-TITULARIDAD DEL CLIENTE ABIERTAS EN ENTIDADES DEL PAÍS AUTORIZADAS POR EL BCRA.

POR ESTAS RAZONES, PODRÍA OCURRIR QUE UNO O MÁS PARTICIPANTES EN EL PROCESO DE COLOCACIÓN Y EMISIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, TALES COMO LOS COLOCADORES SE ENCUENTREN OBLIGADOS A RECOLECTAR INFORMACIÓN VINCULADA CON LOS SUSCRIPTORES DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES E INFORMAR A LAS AUTORIDADES OPERACIONES QUE PAREZCAN SOSPECHOSAS O INUSUALES, O A LAS QUE LES FALTEN JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA O JURÍDICA, O QUE SEAN INNECESARIAMENTE COMPLEJAS, YA SEA QUE FUEREN REALIZADAS EN OPORTUNIDADES AISLADAS O EN FORMA REITERADA.

ASIMISMO, Y EN LÍNEA CON LO EXPUESTO, LOS COLOCADORES PODRÁN SOLICITAR, Y LOS INVERSORES DEBERÁN PRESENTAR A SU SIMPLE REQUERIMIENTO, TODA LA INFORMACIÓN Y DOCUMENTACIÓN QUE SE LES SOLICITE, O QUE PUDIERA SER SOLICITADA POR LOS COLOCADORES PARA EL CUMPLIMIENTO DE LA NORMATIVA APLICABLE, EN PARTICULAR LAS NORMAS PENALES SOBRE LAVADO DE ACTIVOS Y AQUELLAS EMITIDAS POR LA UIF, LA CNV Y/O EL BANCO CENTRAL. EL BANCO Y LOS COLOCADORES PODRÁN RECHAZAR OFERTAS DE SUSCRIPCIÓN DE NO CUMPLIRSE CON TALES NORMAS O REQUISITOS.

A LOS FINES DE FORTALECER LOS MECANISMOS DE PROTECCIÓN Y PREVENCIÓN DE ABUSOS CONTRA EL PÚBLICO INVERSOR, LA CNV EMITIRÁ COMUNICADOS, QUE SERÁN PUBLICADOS Y DIFUNDIDOS A TRAVÉS DE SU PÁGINA WEB (WWW.CNV.GOB.AR), DONDE ALERTARÁ ACERCA DE: (I) RIESGOS Y POSIBLES PRÁCTICAS ABUSIVAS Y DEFRAUDATORIAS RELACIONADAS CON EL MERCADO DE CAPITALES; (II) TIPOLOGÍAS DE LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO RELACIONADAS CON EL MERCADO DE CAPITALES Y LOS PRODUCTOS Y SERVICIOS OFRECIDOS POR LOS DISTINTOS ACTORES DEL MISMO; Y (III) SANCIONES APLICADAS POR INFRACCIONES A LA NORMATIVA VIGENTE EN MATERIA DE PREVENCIÓN DEL LAVADO DE ACTIVOS Y DE LA FINANCIACIÓN DEL TERRORISMO.

PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE LAVADO DE DINERO VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA A LA LEY DE PREVENCIÓN DE LAVADO DE DINERO, AL nuevo CAPITULO XIII, TITULO XI, DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO, Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EL MISMO EN EL SITIO WEB DEL MECON HTTP://WWW.MECON.G.GOB.AR" HTTP://WWW.INFOLEG.GOB.AR, EN EL SITIO WEB .gov.ar/" WWW.UIF.GOV.AR y EN EL SITIO WEB DE LA cámara de diputados de la nación www.diputados.gov.ar

e) Tratamiento Impositivo

El siguiente es un resumen general de ciertas consecuencias impositivas de Argentina relacionadas con una inversión en las Obligaciones Negociables. La descripción se incluye para fines de información general únicamente y se basa en las leyes y reglamentaciones impositivas argentinas vigentes a la fecha de este Prospecto. Asimismo, esta descripción no incluye todas las consecuencias impositivas posibles relacionadas con una inversión en las Obligaciones Negociables. Si bien consideramos que esta descripción resumen es una interpretación razonable de las leyes y reglamentaciones argentinas vigentes a la fecha de este Prospecto, no podemos asegurar que los tribunales o las autoridades fiscales responsables de la administración de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no ocurrirán modificaciones en dichas leyes, las que inclusive podrían tener efectos retroactivos.

Impuesto a las Ganancias

Intereses

Excepto por lo dispuesto en contrario en el presente, los pagos de intereses sobre las Obligaciones Negociables estarán exentos del impuesto a las ganancias (“IG”) argentino en virtud de lo dispuesto en el Artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables (la “Exención del Artículo 36”), en la medida que se emitan en cumplimiento de lo dispuesto en dicha ley y satisfagan los requisitos de exención allí dispuestos. De conformidad con el Artículo 36 de dicha ley, los intereses pagados sobre obligaciones negociables estarán exentos del impuesto a las ganancias en la medida que se cumplan los siguientes requisitos y condiciones (los “Requisitos y Condiciones de Exención”):

(i) se trate de obligaciones negociables que sean colocadas por oferta pública autorizada por la CNV;

(ii) los fondos a obtener mediante la colocación de las Obligaciones Negociables deberán ser utilizados por la Compañía para: (i) inversiones en activos físicos situados en Argentina, (ii) la integración de capital de trabajo en Argentina, (iii) la refinanciación de pasivos, y/o (iv) a la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la Compañía siempre que los fondos derivados de la misma se apliquen a los destinos antes especificados. Cuando la emisora sea una entidad financiera regida por la Ley de Entidades Financieras, podrá destinar dichos fondos al otorgamiento de préstamos a los que los prestatarios deberán darle el destino a que se refiere el párrafo anterior, conforme las reglamentaciones que a ese efecto dicte el Banco Central. En el mismo supuesto será la entidad financiera la que deberá acreditar el destino final de los fondos en la forma que determine la CNV; y

(iii) la Compañía deberá acreditar ante la CNV, en el tiempo y forma que determinen las reglamentaciones aplicables, que los fondos obtenidos de la oferta de las Obligaciones Negociables fueron utilizados para cualquiera de los fines descriptos en el apartado (ii) precedente.

En ese sentido, la resolución conjunta 470-1738/2004 y sus modificatorias emitida por la CNV y la AFIP (la “Resolución Conjunta”), estableció ciertas condiciones y requisitos con respecto a la colocación pública de obligaciones negociables.

Los principales aspectos de la Resolución Conjunta son los siguientes:

Para que exista “colocación por oferta pública” es necesario demostrar “efectivos esfuerzos de colocación”, en los términos del artículo 2 de la Ley de Mercado de Capitales (texto según Ley 17.811). Es decir, no es suficiente la sola existencia de una autorización de la CNV pero tampoco es necesario alcanzar un resultado determinado, tal como un criterio de dispersión mínima de inversores. En suma, la “colocación por oferta pública” resultaría una obligación de medios pero no de resultado.
Los esfuerzos de oferta pública pueden llevarse a cabo no sólo en el país sino también en el exterior.
La oferta puede ser dirigida “al público en general o a un grupo determinado de inversores”, y aun “sólo para inversores institucionales”, aclarándose así que la oferta no debe ser dirigida siempre al público en general.
La celebración de un contrato de colocación resulta válida a los fines de considerar cumplido el requisito de la oferta pública en la medida que se demuestre que el colocador ofertó por los medios previstos en la Ley de Mercado de Capitales.
Se admite expresamente la utilización de los fondos provenientes de una emisión de obligaciones negociables para refinanciar pasivos incluyendo los denominados “préstamos puente”.
No se exige que los títulos cuenten con listado en mercados a los efectos de su consideración como colocados por oferta pública (aunque en los considerandos de la Resolución Conjunta se aclara que el listado en un mercado de la Argentina coadyuva a valorar la voluntad de ofertar públicamente).

Posteriormente la CNV estableció pautas mínimas para el proceso de colocación primaria de valores negociables.

Si la emisión no cumple con los Requisitos y Condiciones de Exención y con los requisitos establecidos en la Resolución Conjunta, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que sin perjuicio de las sanciones que pudieran corresponder por la aplicación de la Ley Nº11683, decaen los beneficios resultantes del tratamiento impositivo y, por lo tanto, la Emisora será responsable del pago del impuesto a las ganancias que hubiera correspondido a los Tenedores de las Obligaciones Negociables. En tal caso, la Emisora debería tributar, en concepto de impuesto a las ganancias, la tasa máxima prevista en el artículo 90 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, es decir 35%, sobre el total de la renta devengada a favor de los tenedores. La AFIP reglamento mediante la Resolución General (“RG”) Nº 1516/2003, modificada por la RG Nº 1578/2003, el mecanismo de ingreso del impuesto a las ganancias por parte de la emisora en el supuesto en que se entienda incumplido alguno de los requisitos del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables..

El Decreto N° 1.076/92, ratificado por Ley N° 24.307 (el “Decreto”), derogó la Exención del Artículo 36 en relación con los tenedores de obligaciones negociables sujetos a las normas de ajuste impositivo por inflación conforme al Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias de Argentina (en general, entidades constituidas conforme a la ley argentina, sucursales locales de sociedades extranjeras, empresas unipersonales y personas físicas que desarrollan determinadas actividades comerciales en Argentina) (a las que se hará referencia en el presente como “Entidades Argentinas”). Como resultado, las Entidades Argentinas estarán sujetas al Impuesto a las Ganancias sobre los intereses que surgen de las Obligaciones Negociables.

Los intereses pagados a las Entidades Argentinas están sujetos, en general, a una retención equivalente al 35% del monto de los intereses pagados. Dicha retención debería computarse como pago a cuenta del impuesto a las ganancias a ser integrado por dichos tenedores.

Los beneficiarios del exterior (de acuerdo con el Título V de la Ley de Impuesto a las Ganancias, incluyendo personas físicas, sucesiones indivisas o sociedades ubicadas en el exterior que obtengan ganancias de fuente argentina) (los “Beneficiarios del Exterior”) no están sujetos a las disposiciones del Artículo 21 de dicha ley o del Artículo 106 de la Ley N° 11.683 (t.o. 1998 y sus modificatorias) que establece que las excepciones otorgadas en Argentina no son aplicables si implican la transferencia de ganancias a autoridades impositivas extranjeras.

Ganancias de capital

En la medida que se cumplan los Requisitos y Condiciones de Exención, las ganancias resultantes de la venta u otra forma de disposición (cambio, permuta) de las obligaciones negociables por parte de personas físicas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país y de beneficiarios del exterior y de beneficiarios en el exterior sin un establecimiento permanente en el país se encuentran exentas del IG con respecto a ganancias de capital derivadas de la venta u otra forma de disposición de las Obligaciones Negociables. De acuerdo con el Decreto N° 1076/92, las Entidades Argentinas están sujetas al Impuesto a las Ganancias sobre las ganancias de capital derivadas de la venta u otra forma de disposición de las Obligaciones Negociables, según lo disponen las leyes impositivas argentinas. Los Beneficiarios del Exterior no están sujetos a las disposiciones del Artículo 21 de dicha ley o del Artículo 106 de la Ley N° 11.683 (t.o. 1998 y sus modificatorias) que establece que las excepciones otorgadas en Argentina no son aplicables si implican la transferencia de ganancias a autoridades impositivas extranjeras.

Impuesto sobre los Bienes Personales (“IBP”)

Las personas físicas domiciliadas y las sucesiones indivisas radicadas en Argentina deberán incluir sus tenencias de títulos valores, tal como lo son las Obligaciones Negociables, en la base imponible para el cálculo del pago del Impuesto sobre los Bienes Personales.

De acuerdo con las modificaciones incorporadas por la Ley N° 26.317, el Impuesto sobre los Bienes Personales se aplicará sobre el total de los bienes de personas físicas domiciliadas en el país y sucesiones indivisas radicadas en el mismo que posean determinados bienes al 31 de diciembre de cada año, si el valor de los bienes gravados supera la suma de $ 305.000, a las siguientes alícuotas:

Valor de los bienes gravados	Alícuota
Más de $ 305.000 hasta $ 750.000	0,50%
Más de $ 750.000 hasta $ 2.000.000	0,75%
Más de $ 2.000.000 hasta $ 5.000.000	1,00%
Más de $ 5.000.000	1,25%

El importe de $ 305.000 opera como mínimo exento respecto de personas físicas domiciliadas y sucesiones indivisas ubicadas en la Argentina. Si el valor de los bienes excede dicha suma, el valor total de los bienes estará sujeto al impuesto.

Este impuesto se aplica sobre el valor de listado, en el caso de títulos valores que son listados en mercados de valores, o sobre el costo de adquisición más los intereses y diferencia de cambio que se hubiera devengado, en el caos de títulos valores que no sean listados en mercados, en ambos casos al 31 de diciembre de cada año.

En cuanto a las personas físicas domiciliadas en el exterior y las sucesiones indivisas radicadas en el mismo, tales sujetos están alcanzados por el impuesto sobre los bienes personales a una alícuota del 1,25% aplicable sobre los bienes de su titularidad situados en el país. No corresponde ingresar el impuesto cuando su importe resulte igual o inferior a $ 255,75.

Si bien las Obligaciones Negociables en poder de personas físicas domiciliadas o sucesiones indivisas radicadas fuera de Argentina técnicamente estarían sujetas al Impuesto sobre los Bienes Personales, el procedimiento para el cobro de este impuesto no ha sido establecido en la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales (Artículos aplicables de la Ley N° 23.966 y sus modificatorias), reglamentada por el Decreto N° 127/96 (y sus modificaciones), en la medida que las Obligaciones Negociables se hallen directamente en poder de dichas personas físicas o sucesiones indivisas. El sistema de “obligado sustituto” establecido en el párrafo primero del Artículo 26 (una persona domiciliada o residente en el país que tenga la tenencia, custodia, depósito o disposición de obligaciones negociables) no se aplica a las Obligaciones Negociables (párrafo tercero del Artículo 26 de la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales).

La Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales establece como presunción legal, sin admitir prueba en contrario, que las obligaciones negociables pertenecen a una persona física domiciliada en el país o una sucesión indivisa radicada en el mismo , cuando la titularidad directa de las obligaciones negociables recaiga en una sociedad, cualquier tipo de persona de existencia ideal, empresas, establecimientos estables, patrimonios de afectación o explotaciones, domiciliados, o en su caso, radicados o ubicados en el exterior) que reúna conjuntamente las siguientes condiciones:

que (a) se encuentren domiciliadas en una jurisdicción que no exige que las acciones o títulos privados sean detentados en forma nominativa y (b) que de conformidad con sus estatutos o la ley aplicable, (i) estén únicamente autorizadas a realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su lugar de constitución o (ii) no les esté permitido realizar ciertas actividades autorizadas en sus propios estatutos o por la ley aplicable en su jurisdicción de constitución.

En tales casos, la ley de impuesto a los bienes personales considera que son de titularidad de personas físicas o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas en el país, encontrándose, sujetas al pago del impuesto a una alícuota del 2,5% pagadera al emisor quien deberá ingresar el impuesto según lo establecido por el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº127 del 9 de Febrero de 1996 así como la Resolución General (AFIP) Nº 2151/06 (el “Obligado Sustituto”). De conformidad con la Ley de Impuesto sobre los Bienes Personales, el Obligado Sustituto está autorizado a obtener el reintegro del importe abonado en la forma antes descripta, sin que la enumeración sea taxativa reteniendo o ejecutando directamente los bienes que dieron origen a dicho pago.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes entidades extranjeras que sean titulares directas de títulos valores tal como lo son las Obligaciones Negociables: (a) compañías de seguros; (b) fondos abiertos de inversión; (c) fondos de pensión; y (d) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén radicadas en países cuyos bancos centrales u organismos equivalentes hayan adoptado los estándares internacionales de supervisión bancaria establecidos por el Comité de Basilea.

El Decreto Nº 812/96 del 24 de julio de 1996 establece que la presunción legal antes analizada no se aplicará a las acciones y títulos de deuda privados, tal como es el caso de las Obligaciones Negociables, cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en mercados ubicadas en Argentina o en el extranjero. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplique a las Obligaciones Negociables y que el emisor no sea responsable por el Impuesto sobre los Bienes Personales como Obligados Sustitutos, según lo establece la Resolución Nº 2.151/06 de la Administración Federal de Ingresos Públicos, el emisor debe conservar una copia certificada de la resolución de la CNV que autoriza la oferta pública de las Obligaciones Negociables y constancia de que dicha autorización se encontraba vigente al 31 de diciembre del año en que corresponda la liquidación del impuesto.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

Las sociedades constituidas en el país, las asociaciones civiles y fundaciones domiciliadas en Argentina, las empresas o explotaciones unipersonales ubicadas en el país pertenecientes a personas domiciliadas en el mismo, las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1° de la Ley N° 22.016, los fideicomisos constituidos en el país conforme a las disposiciones de la Ley N°. 24.441 (excepto los fideicomisos financieros), los fondos comunes de inversión constituidos en el país no comprendidos en el Artículo 1° de la Ley N°. 24.083 y sus modificaciones, y sucursales o representaciones permanentes de sociedades extranjeras con domicilio o establecidas y que operen en la Argentina son sujetos pasivos del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta.

Las Obligaciones Negociables de titularidad directa de Entidades Argentinas se incluirán en la base imponible de los tenedores al momento de liquidar el pago del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. Este impuesto se grava a una alícuota equivalente al 1% (o 0,2% en el caso de entidades financieras argentinas, las compañías de seguro sometidas al control de la Superintendencia de Seguros de la Nación y de las sociedades de leasing) del valor de los bienes de propiedad de las personas antes mencionadas, incluidas las Obligaciones Negociables, cuyo valor supere en conjunto la suma de $ 200.000. El pago del Impuesto a las Ganancias de un determinado ejercicio fiscal se puede acreditar contra el pago del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta exigible en el mismo ejercicio fiscal. Todo excedente del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta abonado puede computarse como un crédito con respecto al Impuesto a las Ganancias exigible dentro de los diez ejercicios fiscales siguientes.

El valor sujeto a impuesto se determinará: (i) sobe la base de la última cotización a la fecha de cierre del año fiscal en cuestión si las Obligaciones Negociables se listan en los mercados públicos; y (ii) si las Obligaciones Negociables no son listadas en mercados, se tendrá en cuenta su costo, que sufrirá un incremento, en caso de ser relevante, sobre la base del monto de intereses y diferencias de cambio devengados a la fecha de cierre del año fiscal.

Impuesto al Valor Agregado

Los pagos de intereses sobre obligaciones negociables están exentos del Impuesto al Valor Agregado en la medida que las Obligaciones Negociables se emitan en cumplimiento de los Requisitos y Condiciones de Exención antes descriptos bajo el IG. Esta exención también se extenderá a las operaciones financieras y prestaciones relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización, intereses y cancelaciones de las obligaciones negociables y sus garantías.

De conformidad con la ley del Impuesto al Valor Agregado la transferencia de las Obligaciones Negociables se encuentra exenta del Impuesto al Valor Agregado aun cuando no reúnan los Requisitos y Condiciones de Exención antes descriptos.

Impuesto sobre los Débitos y Créditos Bancarios

En virtud de la Ley N° 25.413 se creó un Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias (en adelante, el “ICD”) aplicable sobre: (i) todos los créditos y débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras que se rigen por la Ley N° 21.526, y sus modificaciones (la “Ley de Entidades Financiera”), excepto por aquéllos expresamente excluidos por las disposiciones reglamentarias de dicha ley, (ii) todos los créditos y débitos mencionados en el párrafo (i) en los que no se utilicen o sean efectuadas cuentas bancarias por entidades que se rijan por la Ley de Entidades Financieras, cualquiera sea su denominación, los mecanismos empleados para llevarlos a cabo (incluso a través del movimiento de efectivo) o y su instrumentación jurídica; y (iii) las transferencias y pagos de fondos —mediante sistemas de pago utilizados en sustitución de cuentas corrientes— en la medida que la persona que efectúe dichos movimientos lo haga por cuenta propia y/o de terceros en el giro habitual de los negocios.

La alícuota general aplicable tanto para los débitos como los créditos es del 0,6% (de acuerdo con lo establecido en el Artículo 1° de la Ley N° 25.413). Las operatorias descriptas en los apartados (ii) y (iii) del párrafo precedente están sujetas a una tasa del 1,2%.

Existen exenciones en éste impuesto vinculadas con el sujeto y con el destino de las cuentas.

También se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del Banco Central) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país (véase Artículo 10, inciso (s) del anexo al Decreto 380/2001).

De acuerdo al Decreto N° 534/2004, en el caso de titulares de cuentas bancarias sujetos a la alícuota general del 0,6%, el 34% del impuesto determinado y recibido por el agente de retención sobre los montos depositados en dichas cuentas podrá computarse como pago a cuenta del Impuesto a las Ganancias y/o el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta o la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas. En el caso de operaciones sujetas a la alícuota del 1,2%, podrán tomar el 17% del impuesto abonado como pago a cuenta en el Impuesto a las Ganancias y/o el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta o la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas.

Impuesto de Sellos

El impuesto de sellos es un tributo de carácter local y grava los actos y contratos de carácter oneroso formalizados en instrumentos públicos y/o privados, que se otorguen en la jurisdicción de cada provincia y/o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires o bien aquellos que siendo instrumentados en determinada jurisdicción tengan efectos en otra jurisdicción.

Con respecto a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, se contempla la aplicación general de este impuesto en todo el territorio de la ciudad. A continuación se describen los aspectos más relevantes de esta ley:

La alícuota general del Impuesto de Sellos será 1% y, en la medida que el Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires no incluya reglamentaciones especiales, se aplicará sobre una base imponible equivalente al valor económico fijado en cada contrato.
En lo que respecta a las obligaciones negociables, el Artículo 477(52) del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que los actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables emitidas conforme al régimen de la Ley de Obligaciones Negociables y la Ley N° 23.962 y sus modificatorias están exentos. Esta exención comprende cualquier aumento de capital que se realice para la emisión de acciones a entregar por conversión de las obligaciones negociables emitidas en virtud de las leyes mencionadas en el párrafo anterior, como así también, la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros en relación con la emisión, sean anteriores, simultáneas o posteriores a la emisión.
El Artículo 477(49) del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que los instrumentos, actos y operaciones, incluyendo entregas y recepciones de dinero, vinculados y/o necesarios para la emisión de títulos valores colocados mediante oferta pública en los términos de la Ley de Oferta Pública de Argentina realizada por emisoras autorizadas por la CNV para ofrecer públicamente dichos títulos están exentos del Impuesto de Sellos. Esta exención no se aplica si no se solicita la autorización para la oferta pública a la CNV dentro de los 90 días corridos y/o si los títulos no se colocan dentro de los 180 días corridos de ser concedida la autorización por la CNV para tal fin.
El Artículo 477(50) del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires prevé una exención para los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de las acciones y demás títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV. Esta exención quedará sin efecto en caso que se dé la circunstancia prevista en la última oración del párrafo anterior.

En la Provincia de Buenos Aires están exentos de este impuesto todos los actos, contratos y operaciones, relacionados con la emisión, suscripción, colocación y transferencia de obligaciones negociables, emitidas conforme al régimen de las leyes 23.576 y 23.962 y sus modificatorias. Esta exención comprenderá también a los aumentos de capital que se realicen para la emisión de acciones a entregar por conversión de las obligaciones negociables, como así también a la constitución de todo tipo de garantías personales o reales a favor de inversores o terceros que garanticen la emisión sean anteriores, simultáneos o posteriores a la misma.

En la Provincia de Buenos Aires también están exentos de este impuesto todos los instrumentos, actos y operaciones, vinculados con la emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros títulos valores destinados a la oferta pública en los términos de la Ley de Mercado de Capitales (texto según Ley 17811), por parte de sociedades debidamente autorizadas por la CNV a hacer oferta pública de dichos títulos valores y/o instrumentos. Esta exención ampara también a las garantías vinculadas con dichas emisiones. Sin embargo, la exención queda sin efecto si en el plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos títulos valores ante la CNV y/o si la colocación de los títulos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de la concesión de la autorización solicitada.

Asimismo, se encuentran exentos del impuesto de sellos en la Provincia de Buenos Aires los actos relacionados con la negociación de títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV. Esta exención también queda sin efecto de presentarse la circunstancia señalada en la tercera oración del párrafo anterior.

Impuesto a los Ingresos Brutos

El Impuesto sobre los Ingresos Brutos es aplicado por las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y se calcula en base a los ingresos brutos de los contribuyentes que desarrollan sus actividades regularmente en dichas jurisdicciones.

Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que se presuma que desarrollan dichas actividades en cualquier jurisdicción en la cual obtengan sus ingresos por intereses originados en la tenencia de Obligaciones Negociables, o por su venta o transferencia podrían resultar gravados con este impuesto a tasas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada Provincia Argentina salvo que proceda la aplicación de alguna exención.

Tanto la Ciudad de Buenos Aires como la Provincia de Buenos Aires disponen que están exentas los ingresos provenientes de toda operación sobre obligaciones negociables emitidas de conformidad a lo dispuesto por la Ley de Obligaciones Negociables, la percepción de intereses y actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia, mientras le sea de aplicación la exención respecto del impuesto a las ganancias. Dicha exención no resulta aplicable a las actividades desarrolladas por agentes de mercado y todo tipo de intermediarios.

Los potenciales inversores deberán considerar la posible incidencia del Impuesto sobre los Ingresos Brutos considerando las disposiciones de la legislación provincial aplicable a su jurisdicción de residencia y actividad económica.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Corrientes, Córdoba, Tucumán, Provincia de Buenos Aires, Salta, etcétera.) han establecido regímenes de percepción del Impuesto sobre los Ingresos Brutos los cuales resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Estos regímenes se aplican a aquellos contribuyentes que se encuentran en el padrón que provee mensualmente la Dirección de Rentas de cada jurisdicción.

Las alícuotas a aplicar dependen de cada uno de los fiscos con un rango que puede llegar actualmente al 5%.

Las percepciones sufridas constituyen un pago a cuenta del impuesto sobre los ingresos brutos para aquellos sujetos que son pasibles de las mismas.

Los inversores deberán corroborar en la jurisdicción correspondiente la existencia de excepciones a este régimen.

Tasa de Justicia

En caso de que sea necesario instituir procedimientos de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables, se gravará la correspondiente tasa de justicia (actualmente del 3%) sobre el monto de cualquier reclamo presentado ante los tribunales de Argentina con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Otras Consideraciones

A nivel federal en Argentina, la transferencia gratuita de bienes a herederos, donantes, legatarios o donatarios no está sujeta a ningún impuesto. No obstante, a nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires mediante la Ley N° 14.044 (y sus modificatorias) y la Provincia de Entre Ríos, a través de la Ley 10.097 (y sus modificatorias), incorporaron en sus respectivos Códigos Fiscales un Impuesto la Transmisión Gratuita de Bienes (“ITGB”). A continuación se detallan las características básicas de este impuesto en la Provincia de Buenos Aires:

El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia, aportes o transferencias a sociedades y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.
Son contribuyentes del ITGB las personas físicas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.
Para los contribuyentes domiciliados en la provincia de Buenos Aires, el ITGB recae sobre el monto total del enriquecimiento gratuito, tanto por los bienes situados en la provincia de Buenos Aires como fuera de ella. En cambio, para los sujetos domiciliados fuera de la provincia de Buenos Aires, el ITGB recae únicamente sobre el enriquecimiento gratuito originado por la transmisión de los bienes situados en la provincia de Buenos Aires.
Se consideran situados en la provincia de Buenos Aires, entre otros supuestos, (i) los títulos y las acciones, cuotas o participaciones sociales y otros valores mobiliarios representativos de su capital, emitidos por entes públicos o privados y por sociedades, cuando éstos estuvieren domiciliados en la provincia de Buenos Aires; (ii) los títulos, acciones y demás valores mobiliarios que se encuentren en la provincia de Buenos Aires al tiempo de la transmisión, emitidos por entes privados o sociedades domiciliados en otra jurisdicción; y (iii) los títulos, acciones y otros valores mobiliarios representativos de capital social o equivalente que al tiempo de la transmisión se hallaren en otra jurisdicción, emitidos por entes o sociedades domiciliados también en otra jurisdicción, en proporción a los bienes de los emisores que se encontraren en la provincia de Buenos Aires.
Se encuentran alcanzados los enriquecimientos patrimoniales a título gratuito cuyos montos totales superen los pesos 60.000 salvo que se trate de transferencias realizadas entre padres, hijos y cónyuges cuyo monto se elevará a pesos 250.000.
En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 4% al 21,925% según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

La transmisión gratuita de obligaciones negociables podría estar alcanzada por el ITGB en la medida que forme parte de transmisiones gratuitas de bienes cuyos valores en conjunto sean superiores a pesos 60.000

Respecto de la existencia de impuestos a la transmisión gratuita de bienes en las restantes jurisdicciones provinciales, el análisis deberá llevarse a cabo tomando en consideración la legislación de cada provincia en particular.

Ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones de baja o nula tributación

De acuerdo con la presunción legal establecida en el Artículo 18.1 de la Ley N° 11.683 y sus modificatorias, los ingresos de fondos provenientes de países de baja o nula tributación (a que alude el listado incluido en el Artículo 21.7 del decreto regulatorio de la Ley de Impuesto a las Ganancias) se consideran como incrementos patrimoniales no justificados para el receptor local, cualquiera sea la naturaleza o tipo de operación de que se trate. Los incrementos patrimoniales no justificados están sujetos a los siguientes impuestos:

se determinará un impuesto a las ganancias a la alícuota del 35% sobre el emisor calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
también se determinará el impuesto al valor agregado a una alícuota del 21% sobre el emisor calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.

Los contribuyentes argentinos podrán refutar esta presunción legal a cuyo efecto deberán acreditar debidamente ante la Autoridad Fiscal Argentina que los fondos provienen de actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o un tercero en dichas jurisdicciones, o que los fondos han sido previamente declarados.

Aunque el significado del concepto “ingresos provenientes” no está claro, podría interpretarse como cualquier transferencia de fondos:

(i) desde una cuenta en un país de baja o nula tributación o desde una cuenta bancaria abierta fuera de un país de baja o nula tributación pero cuyo titular sea una entidad localizada en un país de baja o nula tributación.

(ii) a una cuenta bancaria localizada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de la Argentina pero cuyo titular sea un sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales.

No obstante esta presunción, la norma legal prevé que la AFIP podrá considerar como justificados aquellos ingresos de fondos respecto de los cuales se pruebe fehacientemente que se originaron en actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por un tercero en dichas jurisdicciones, o que los fondos provienen de colocaciones de fondos oportunamente declarados.

El sujeto local o receptor local de los fondos puede refutar dicha presunción legal probando debidamente ante la autoridad impositiva que los fondos provienen de actividades efectivamente realizadas por el contribuyente argentino o por una tercera persona en dicha jurisdicción o que dichos fondos fueron declarados con anterioridad.

El 30 de mayo de 2013 el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto N° 589/2013, por el cual modificó el Decreto Reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias en lo que se refiere a la definición de los denominados “países de baja o nula tributación”. El nuevo decreto dispone que toda referencia efectuada en la Ley de Impuesto a las Ganancias y en su Decreto Reglamentario a países de baja o nula tributación, deberá entenderse como efectuada a países no considerados como “cooperadores a los fines de la transparencia fiscal”.

Asimismo, establece que serán considerados países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o regímenes tributarios especiales cooperadores a los fines de la transparencia fiscal, aquéllos que suscriban con el Gobierno de la República Argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula de intercambio de información amplia.

La condición de país cooperador quedará sin efecto cuando los convenios sean denunciados, dejen de tener aplicación o cuando, pese a la plena aplicación de los convenios, se verifique la falta de intercambio efectivo de información entre los países. La consideración como país cooperador podrá ser reconocida también en la medida en que el país respectivo haya iniciado con el Gobierno Argentino las negociaciones para suscribir alguno de los convenios.

El 27 de diciembre de 2013, la AFIP dictó la Resolución General 3576, en referencia al Decreto N° 589/2013. Esta resolución clasifica a los países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados y regímenes tributarios especiales, considerados cooperadores a los fines de la transparencia fiscal, de la siguiente manera:

a) Cooperadores que suscribieron Convenio de Doble Imposición o Acuerdo de Intercambio de Información, con evaluación positiva de efectivo cumplimiento de intercambio de información;

b) Cooperadores con los cuales habiéndose suscripto Convenio de Doble Imposición o Acuerdo de Intercambio de Información, no haya sido posible evaluar el efectivo intercambio;

c) Cooperadores con los cuales se ha iniciado el proceso de negociación o de ratificación de un Convenio de Doble Imposición o Acuerdo de Intercambio de Información.

El listado se publicó efectivamente el 8 de enero de 2014. A los efectos de determinar el tratamiento a otorgar conforme a la condición de cooperador o no cooperador de un país, se utilizará el listado vigente al inicio del ejercicio fiscal al cual correspondan imputarse los resultados de las operaciones de que se trate.

La lista blanca es elaborada y actualizada por la AFIP y se encuentra publicada en su sitio web en el siguiente link: http://www.afip.gov.ar/genericos/novedades/jurisdiccionesCooperantes.asp..

EL RESUMEN ANTERIOR NO TIENE POR OBJETO CONSTITUIR UN ANÁLISIS COMPLETO DE TODAS LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS RELACIONADAS CON LA TENENCIA O DISPOSICIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES. SE ACONSEJA A LOS TENEDORES Y POSIBLES COMPRADORES CONSULTAR CON SUS RESPECTIVOS ASESORES IMPOSITIVOS ACERCA DE LAS CONSECUENCIAS IMPOSITIVAS EN CADA CASO PARTICULAR

f) Dividendos y Política de Dividendos

Política de dividendos

De acuerdo con la Ley de Sociedades, la declaración y pago de dividendos anuales, en la medida en que la distribución de utilidades cumpla con los requisitos de la Ley de Sociedades, serán determinados por los accionistas en la asamblea anual ordinaria de accionistas. En general, aunque no necesariamente, el Directorio realiza una recomendación respecto del pago de dividendos.

Montos disponibles para distribución

Los dividendos podrán ser declarados y pagados lícitamente solamente de los resultados acumulados declarados en los estados contables anuales de la Compañía preparados de acuerdo con las Normas Contables Profesionales Vigentes y las Normas de la CNV y aprobados por la asamblea anual ordinaria de accionistas.

La Ley de Sociedades y el Estatuto requieren que la Compañía mantenga una reserva legal del 20% de su capital social en ese momento en circulación. La reserva legal no está disponible para distribución a los accionistas. Según la Ley de Sociedades y el Estatuto, la utilidad neta anual (ajustada para reflejar los cambios en los resultados anteriores) es asignada en el siguiente orden:

(i) cumplir con el requisito de la reserva legal;

(ii) pagar los honorarios devengados de los miembros del directorio y comisión fiscalizadora;

(iii) pagar reservas voluntarias o contingentes, según determinen periódicamente los accionistas en la asamblea anual ordinaria de accionistas; y

(iv) el resto de la utilidad neta del ejercicio podrá ser distribuida como dividendos sobre las acciones ordinarias o de otra forma que resuelvan los accionistas de la Compañía en la asamblea anual ordinaria de accionistas.

El directorio presenta los estados contables para el ejercicio económico anterior, junto con los informes respectivos de la comisión fiscalizadora y de los auditores independientes, en la asamblea anual ordinaria de accionistas para su aprobación. Dentro de los cuatro meses del cierre de cada ejercicio económico, se debe celebrar una asamblea ordinaria de accionistas para aprobar los estados contables y determinar la asignación de la utilidad neta de la Compañía para dicho ejercicio.

Las Normas de la CNV establecen que los dividendos en efectivo se deben pagar a los accionistas dentro de los 30 (treinta) días de celebrarse la asamblea de accionistas que aprueba el pago de dichos dividendos. El derecho de cualquier accionista para recibir los dividendos declarados por la asamblea de accionistas prescribe a los 3 (tres) años de la fecha en que se hubieran puesto a disposición del accionista.

Los términos y condiciones de emisión de las Obligaciones Negociables Clase II y Clase III restringen la capacidad de la Compañía para realizar distribuciones de ganancias y dividendos. En tal sentido, la Compañía no podrá (a) distribuir ganancias, dividendos ni ningún otro tipo de utilidades ni efectuar pago alguno a sus accionistas, ni aprobar cualquier tipo de anticipos, retiros a cuenta o cualquier otra forma de distribución o transferencia de fondos a favor de los mismos; (b) realizar actos que impliquen la reducción, distribución o devolución de su capital social a sus respectivos socios; y (c) recomprar, rescatar ni amortizar sus propias acciones, en todos los casos salvo ciertas excepciones que se describen en el Suplemento de Precio de las Obligaciones Negociables Clase II y Clase III. El contrato de préstamo sindicado referido en el Capítulo “XIII. Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera. 4. Endeudamiento. Contrato de Préstamo Sindicado” también contiene una prohibición a la Compañía para el pago de dividendos a sus accionistas.

g) Declaración por parte de expertos y asesores

No existen expertos o asesores que hayan sido designados sobre una base contingente, posean acciones de Genneia o de sus subsidiarias, o tengan un interés económico importante, directo o indirecto, en Genneia o sus subsidiarias.

h) Documentos a Disposición

Podrán solicitarse copias del Prospecto, Suplementos de Precio y estados contables de la Sociedad referidos en el Prospecto en la sede social de la Sociedad sita en Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires (C1001AARP), Argentina, en días hábiles en el horario de 10 a 18hs, teléfono/fax 00 54 (0) 232 0 657 200. Asimismo, el Prospecto definitivo estará dispv.gob.ar" www.cnv.gobr.com.ar" www.bolsar.com.ar, y se publicará en forma reducida en el Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.


EMISOR

Genneia S.A. Av. Leandro N. Alem 928, Piso 7° (C1001AAR) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina



ASESORES LEGALES
DE LA EMISORA Bruchou, Fernández Madero & Lombardi Ing. Enrique Butty 275, Piso 12° Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina


AUDITORES

Deloitte & Co. S.A. Florida 234, Piso 5° (C1005AAF) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Ar

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? Son las llamadas ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada adicionales presentadas por agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores que a la fecha de publicación de la resolución no sean agentes del MEM o no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer en esas ↑

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