GENNEIA S.A.

PROSPECTO DE EMISOR FRECUENTE

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Genneia S.A. (la “ Sociedad ”, “ Genneia ”, la “ Compañía ” o la “ Emisora ”), inscripta en el Registro de Emisor Frecuente N° 15, con sede social en la calle Nicolás Repetto N° 3676, 3er Piso (1636), Olivos, Provincia de Buenos Aires, República Argentina, CUIT N° 30-665234114, número de teléfono general/fax: (+5411) 6090-3200/3201, correo electrónico: [email protected], sitio web: www.genneia.com.ar.

Describiremos los términos y condiciones específicos de cada clase o serie de obligaciones negociables a ser emitidas por la Sociedad bajo el régimen simplificado de emisor frecuente establecido en la Sección VIII, Capítulo V, Título II de las Normas de la CNV (el “ Régimen de Emisor Frecuente ”), en un Suplemento de Prospecto (el “ Suplemento de Prospecto ”).

Oferta Pública autorizada por Registro de Emisor Frecuente N° 15 otorgado por la Disposición N° DI-2021-10-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) de fecha 19 de abril de 2021 y el aumento del Monto Máximo de emisión de Obligaciones Negociables bajo el Régimen de Emisor Frecuente por Disposición N°DI-2022-16-APN-GE#CNV de la Gerencia de Emisoras de la CNV de fecha 12 de mayo de 2022. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el presente prospecto (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 órgano de administración y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Emisora y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros que se acompañan y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley N°26.831. El órgano de administración de la Emisora 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.

La CNV no ha emitido juicio sobre el carácter Social, Verde y/o Sustentable que puedan tener las potenciales emisiones de la Emisora bajo el Régimen de Emisor Frecuente. A tal fin, el órgano de administración se orientará por los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de la CNV. Asimismo, la Emisora podrá emitir títulos conforme otros lineamientos y principios previstos por ICMA ( International Capital Market Association ) incluyendo, sin limitación, los Principios de los Bonos Vinculados a la Sostenibilidad ( Sustainability-Linked Bond Principles ), la ONU (Organización de las Naciones Unidas) ( the Ten Principles of the UN Global Compact ), OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) ( OECD Principles of Corporate Governance ), la OIT (Organización Internacional del Trabajo) ( ILO Principles ), así como conforme los parámetros o calificaciones que brinden entidades públicas o privadas.

EL PRESENTE PROSPECTO NO CUENTA CON CALIFICACIÓN DE RIESGO. LAS CALIFICACIONES PODRÁN SER SOLICITADAS AL MOMENTO DE LA EMISIÓN DE CADA SERIE O CLASE DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES, SEGÚN SE DETERMINE EN EL SUPLEMENTO DE PROSPECTO CORRESPONDIENTE.

La inversión en las obligaciones negociables implica riesgos significativos. Véase el capítulo “ Factores de Riesgo ” en el presente Prospecto. El respectivo Suplemento de Prospecto de cualquier clase o serie de obligaciones negociables podrá detallar otros riesgos que deberán ser considerados al realizar la inversión.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 119 de la Ley N° 26.831, y sus modificatorias (la “ Ley de Mercado de Capitales ”), los emisores de valores negociables, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el Prospecto de una emisión de valores negociables con oferta pública, serán responsables de toda la información incluida en los Prospectos por ellos registrados ante la CNV. Según lo previsto en el artículo 120 de la Ley de Mercado de Capitales, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores, o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores negociables deberán revisar diligentemente la información contenida en los Prospectos de la oferta. Los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del Prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.

La solicitud de ingreso al Régimen de Emisor Frecuente y la emisión de obligaciones negociables por el monto de hasta US$1.300.000.000 (Dólares Estadounidenses mil trescientos millones) o su equivalente en otras monedas o unidades de valor (el “ Monto Máximo ”), las cuales podrán ser emitidas (aunque sin posibilidad de reemisión o reasignación a un programa global) en tramos, en una o más clases y/o series bajo el Régimen de Emisor Frecuente (las “ Obligaciones Negociables ”), fueron resueltas por el Directorio de la Emisora en su reunión de fecha 20 de enero de 2021 publicado en la Autopista de la Información Financiera (“ AIF ”) bajo el ID N°2710703. La actualización del Prospecto, la ratificación de la condición de emisor frecuente de la Sociedad y el aumento del Monto Máximo fue resuelto por el Directorio de la Sociedad en su reunión de fecha 20 de abril de 2022, y por la Asamblea de accionistas de fecha 28 de abril de 2022, cuyas actas se encuentran publicadas en la AIF bajo los ID N° 2883912 y 2887376respectivamente.

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La Sociedad, sus beneficiarios finales, y las personas físicas o jurídicas que tienen como mínimo el 10% de su capital o de los derechos a voto, o que por otros medios ejercen el control final, directo o indirecto sobre la misma, no registran condenas por delitos de lavado de activos y/o financiamiento del terrorismo y/o no figuran en las listas de terroristas y organizaciones terroristas emitidas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas.

La fecha del Prospecto es 17 de mayo de 2022.

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I. ÍNDICE

II. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................... 4 III. INFORMACIÓN DE LA EMISORA .......................................................................................................... 11 IV. FACTORES DE RIESGO ........................................................................................................................ 73 V. POLÍTICAS DE LA EMISORA ................................................................................................................ 111 VI. INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN y COMITÉ DE AUDITORÍA. ................................................................ 115 VII. ESTRUCTURA DEL EMISOR, ACCIONISTAS Y PARTES RELACIONADAS ................................................ 126 VIII. ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LA EMISORA ............................................................................... 129 IX. ANTECEDENTES FINANCIEROS. ......................................................................................................... 134 X. DESTINO DE FONDOS ........................................................................................................................ 173 XI. INFORMACIÓN ADICIONAL. ............................................................................................................. 175 XII. INCORPORACIÓN DE INFORMACIÓN POR REFERENCIA .................................................................... 233

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II. INTRODUCCIÓN

Notificación a los Inversores

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 Prospecto correspondientes (complementados, en su caso, por los avisos respectivos).

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.

Al tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá basarse en su propio análisis de la Emisora, 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 Prospecto 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 Prospecto 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 Emisora 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, y demás normas aplicables a procesos de reestructuración empresariales.

Ni este Prospecto ni los Suplementos de Prospecto 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 Prospecto 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 Prospecto 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.

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 Emisora, podrán, de acuerdo a lo que se

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reglamente en el Suplemento de Prospecto 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 autorizados por la CNV 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 Prospecto correspondiente a cada Clase y/o Serie, todo ello de conformidad con las normas aplicables vigentes.

EN RELACIÓN CON LA EMISIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, LOS COLOCADORES LOCALES QUE PARTICIPEN EN SU COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN POR CUENTA PROPIA O POR CUENTA DE LA EMISORA O TITULAR DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO DE MERCADO DE AQUELLAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES CONFORME CON EL ARTÍCULO 12 DE LA SECCIÓN IV DEL CAPÍTULO IV DEL TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE CNV Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). TALES OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) PODRÁN SER REALIZADAS POR LOS AGENTES COLOCADORES LOCALES QUE HAYAN PARTICIPADO EN LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES; (III) PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR LAS BAJAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES COMPRENDIDAS EN LA OFERTA PÚBLICA INICIAL EN CUESTIÓN POR MEDIO DEL SISTEMA DE FORMACIÓN DE LIBRO O POR SUBASTA O LICITACIÓN PÚBLICA; (IV) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYA NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (V) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS, DEBERÁN INFORMAR A LOS MERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓN DE LAS MISMAS. LOS MERCADOS DEBERÁN HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.

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

Información Relevante

El presente Prospecto contiene información relevante sobre la Emisora y hechos recientes ocurridos en Argentina. La Emisora 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 Emisora, 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 Emisora. Todo potencial inversor debe tener presente la incertidumbre con respecto a la futura operatoria y situación financiera de la Emisora, así como los importantes riesgos relacionados con la inversión. Véase “ Factores de Riesgo ” en el presente Prospecto.

En el presente Prospecto, la Emisora 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” se refiere al Banco Central de la República Argentina, y el término “Banco Nación” se refiere al Banco de la Nación Argentina. La Emisora 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 Emisora, 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 Emisora 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 Emisora 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.

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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

Este prospecto contiene cierta información expresada en declaraciones sobre hechos futuros, entre ella, sin limitación, las expectativas de la Emisora sobre las condiciones de Argentina y la industria en la que opera, así como sobre el desempeño, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones futuros de la Emisora, sus gastos de capital, liquidez y estructura de capital. Las declaraciones sobre hechos futuros pueden identificarse con expresiones tales como “podrá”, “podría”, “considera”, “anticipa”, “proyecta”, “planea”, “prevé”, “debería”, “procura”, “estima”, “futuro”, “potencial” o vocablos similares. Estas declaraciones incluyen expresiones sobre las actuales expectativas y presunciones de la Emisora y no representan garantías de desempeño futuro. Si bien la Emisora considera que estas expectativas y presunciones son razonables, las declaraciones sobre hechos futuros están sujetas a diversos riesgos e incertidumbres, la mayoría de los cuales son difíciles de predecir y muchos de los cuales son ajenos al control de la Emisora. Al evaluar las declaraciones sobre hechos futuros, deberán considerarse los factores descriptos en “ Información Clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo ” y otras declaraciones precautorias incluidas en este prospecto. Estos “Factores de Riesgo” y otras declaraciones describen circunstancias que podrían hacer que los resultados reales difieran significativamente de los expresados en cualquier declaración sobre hechos futuros. En consecuencia, se advierte a los inversores que no confíen excesivamente en las declaraciones sobre hechos futuros como si fueran predicciones de resultados reales.

Los riesgos e incertidumbres que pueden afectar las declaraciones sobre hechos futuros de la Emisora incluyen, sin limitación, los siguientes:

condiciones políticas, macroeconómicas y sociales en la Argentina;
cambios en políticas gubernamentales y su efecto en la economía y en el sector de la electricidad;
la inflación;
fluctuaciones en los tipos de cambio, incluida una devaluación significativa del Peso Argentino;
controles cambiarios, restricciones a transferencias al extranjero y restricciones a la entrada y salida de capitales;
disponibilidad de financiamiento en términos razonables, por ejemplo, como resultado de las condiciones de los mercados regionales e internacionales;
las políticas y regulaciones que afectan al sector eléctrico de la Argentina;
las condiciones de mercado en el sector eléctrico, entre ellas cambios en el suministro y la demanda y en la capacidad de pago de los clientes de la Emisora;
la capacidad de la Emisora para completar sus planes de ampliación de acuerdo con lo planificado, en forma oportuna y dentro del presupuesto previsto, así como su capacidad de resultar adjudicataria de nuevos proyectos de generación energética;
nuestra capacidad para realizar adquisiciones en términos favorables, o en absoluto;
la competencia en los mercados en la que opera la Emisora;
limitaciones al transporte y distribución en la Argentina;
la disponibilidad de las plantas de la Emisora;
incertidumbre sobre la exactitud de las presunciones y estimaciones de la Emisora con respecto a los recursos eólicos y solares, velocidad del viento y factores de carga esperados disponibles en los parques eólicos en operación y los proyectos de parques eólicos y solares de la Emisora;
la capacidad financiera y voluntad de CAMMESA, y de IEASA., en la que el estado argentino posee una participación significativa, de cumplir con sus obligaciones de pago bajo los PPA de la Emisora y la capacidad de la Emisora de percibir puntualmente las sumas a cobrar de CAMMESA o de IEASA y otros clientes;
la capacidad de la Emisora de renovar o celebrar nuevos PPA para la venta de capacidad de generación y electricidad en términos favorables, o en lo absoluto;

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riesgos operacionales relacionados con la generación de energía eléctrica;
la capacidad de la Emisora de retener a miembros clave de la gerencia de primera línea y empleados técnicos;
la relación de la Emisora con sus empleados;
acontecimientos macroeconómicos o políticos en otros países que afecten la situación de la Argentina;
caídas y cambios en los mercados de capitales que puedan afectar las percepciones respecto de la Argentina o empresas argentinas;
los impactos derivados de la evolución del SARS-COV-2 junto con las medidas del gobierno argentino para evitar su propagación; y
otros factores identificados en la sección “ Información Clave sobre la Emisora - Factores de Riesgo ”.

Las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en este Prospecto se refieren únicamente a la fecha del presente Prospecto y la Emisora no asume obligación alguna de actualizar las declaraciones sobre hechos futuros u otra información con el propósito de reflejar eventos o circunstancias ocurridos con posterioridad a la fecha de este Prospecto.

Términos Técnicos y Regulatorios

A los fines de este Prospecto, salvo donde el contexto requiera otra interpretación,

Las referencias a “ Genneia ”, la “ Compañía ”, la “ Sociedad ”, la “ Emisora ”, “ nosotros ” y “ nuestro ” corresponden a Genneia S.A. y sus subsidiarias;
Las referencias a “ US$ ” y “ Dólares ” corresponden a Dólares Estadounidenses, y las referencias a “ AR$ ”, “ Ps .” y “ Pesos Argentinos ” corresponden a Pesos Argentinos;
“ AFIP ” significa la Administración Federal de Ingresos Públicos;
“ Alstom ”, significa Alstom Argentina S.A.;
“ Factor de Disponibilidad ” corresponde al porcentaje de horas que una unidad de generación de energía está disponible para generar electricidad en el período en cuestión, ya sea que la unidad sea o no efectivamente usada para generar y entregar energía;
“Esquema de Remuneración de Energía Base” significa el esquema de remuneración establecido por la Resolución No. 19/2017 y modificado, con efectos a partir del 1 de febrero de 2020, por la Resolución 31/2020.
“CAMMESA” significa la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima, una sociedad anónima sin fines de lucro creada de acuerdo con la Ley de Electricidad y el Decreto N°1192/1992, es propiedad del gobierno argentino y de cuatro asociaciones más que representan agentes del WEM con una tenencia del 20% cada uno, las cuales están encargadas de la administración del WEM y el despacho de la electricidad al SADI;
“Centrales de la Costa” significa Centrales de la Costa Atlántica S.A., una sociedad controlada por la Provincia de Buenos Aires y socia en el joint venture Vientos de Necochea S.A., sociedad de propósito específico propietaria del parque eólico Necochea;
“CNDC” significa la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia;
“Reducciones de Emisiones Certificadas” o “REC” corresponde a créditos de carbono o compensaciones de carbono, emitidas a cambio de una reducción de emisiones de carbono a la atmósfera mediante proyectos bajo el mecanismo de desarrollo limpio del Protocolo de Kioto;
“Fecha de Inicio de Operación Comercial” o “FOC” corresponde a la fecha en que CAMMESA o IEASA certifican como el inicio de la operación comercial de una central de generación de energía o un parque eólico bajo el PPA respectivo;
“Deuda Corriente” se refiere a los préstamos corrientes (incluyendo, sin carácter taxativo, las obligaciones negociables) que se exponen en los estados financieros de la Emisora. Véase la nota 5(i) a los Estados Financieros Anuales;
“IPC” significa el índice de precios al consumidor;
“ Ley de Electricidad ” alude a la Ley N°24.065 (y a su respectivo decreto reglamentario N°1398/1992) la cual, junto con otras reglamentaciones aplicables, establecen el marco regulatorio fundamental del sector eléctrico de Argentina.

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“ ENARGAS ” corresponde al Ente Nacional Regulador del Gas.
“ ENRE ” corresponde al Ente Nacional Regulador de la Electricidad.
“ ENERSUD ” corresponde a la subsidiaria Enersud Energy S.A.U. de la Emisora.
“ Capacidad en Firme ” corresponde a la capacidad reconocida y remunerada a cada unidad de generación de energía por estar disponible para cubrir la demanda en horas pico;
“ FODER ” corresponde al Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables, un fondo creado para afectar sus activos al otorgamiento de préstamos, realizar aportes de capital, y para la adquisición de todos los demás instrumentos financieros destinados a la ejecución, garantía y financiación de proyectos de generación de electricidad de fuentes renovables que reúnan los requisitos a tales efectos;
“ Acuerdo Marco ” alude al Acuerdo Marco celebrado entre la Emisora y la SEN el 18 de abril de 2012, con sus modificaciones periódicas;
“ PBI ” significa el Producto Bruto Interno;
“ GEDESA ” significa “Genneia Desarrollos S.A.”;
“ GETSA ” significa “Generadora Eléctrica de Tucumán S.A.”;
“ GW ,” “ GWm ” y “ GWh ” corresponden a gigawatts, gigawatt por mes y gigawatt por hora, respectivamente;
“IEASA” significa Integración Energética Argentina Sociedad Anónima, anteriormente denominada Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA), una sociedad anónima controlada y administrada por el gobierno argentino cuyo objeto es la exploración, explotación y comercialización de petróleo y gas natural, al igual que la generación, transmisión y comercialización de electricidad;
“ CIADI ” significa el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones;
“ NIIF ” significan las Normas Internacionales de Información Financiera;
“ FMI ” significa Fondo Monetario Internacional;
“ INDEC ” significa el Instituto Nacional de Estadísticas y Censos;
“ Capacidad Instalada ” corresponde al monto de MW que una turbina está destinada a producir al momento de su instalación (capacidad nominal);
“ km ” corresponde a kilómetros;
“ kV ” corresponde a kilovoltios;
“ kW ” y “ kWh ” corresponde a kilowatts y kilowatts por hora, respectivamente;
“ Protocolo de Kioto ” corresponde al tratado de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, en virtud del cual ciertos países industrializados que ratificaron sus términos se comprometen a reducir sus emisiones de gas invernadero en 5% promedio, en comparación con sus niveles de emisión de 1990, desde 2008 hasta 2012;
“ Factor de Carga ” corresponde al índice de la producción real del parque eólico durante un período de tiempo sobre su producción potencial si éste pudiera operar a capacidad nominal plena en forma continua durante dicho período;
“ m3 ” y “ m3d ” corresponden a metros cúbicos y metros cúbicos por día, respectivamente;
“ MEG ” corresponde a Mercado Electrónico de Gas (MEG) Sociedad Anónima;
“ Ministerio de Economía ” significa el Ministerio de Hacienda y el Ministerio de Finanzas Públicas, anteriormente denominado Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la Nación;
“ Ministerio de Energía ” corresponde al Ministerio de Energía de Argentina de la Nación;
“ Ministerio de Planificación ” corresponde al Ministerio del Interior, Obras Públicas y Vivienda de Argentina, anteriormente el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios;
“ MMBtu ” significa un millón de Unidades Térmicas Británicas, por su nombre en inglés, British Thermal Unit;
“ mmcfd ” corresponde a millones de pies cúbicos por día;
“ MW ,” “ MWm ” y “ MWh ” corresponden a megawatts, megawatts por mes y megawatts por hora, respectivamente;

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“ Endeudamiento Neto ” significa el endeudamiento total neto en efectivo o equivalentes;
“ SADI ” corresponde al Sistema de Interconexión Nacional;
“ Deuda No Corriente ” se refiere a los préstamos no corrientes (incluyendo, sin carácter taxativo, las obligaciones negociables) que se exponen en los estados financieros de la Emisora. Véase la nota 5(i) a los Estados Financieros Anuales;
“ Madryn I ” alude al parque eólico Madryn I, con una capacidad instalada de 51 MW, ubicado en las cercanías de la Ciudad de Madryn, Provincia del Chubut, propiedad de la Emisora;
“ Madryn II ” alude al parque eólico Madryn II, con una capacidad programada de 150 MW, ubicado en las cercanías de la Ciudad de Madryn, Provincia del Chubut, propiedad de la Emisora;
“ Nordex ” significa, según el contexto lo requiera, Nordex Windpower S.A., Nordex Energy GmbH o cualquier afiliada relevante de las mismas.
“ Parque Eólico Loma Blanca IV ” una sociedad anónima constituida en 2009 como vehículo de propósito específico para el desarrollo, construcción y operación del “Parque Eólico Trelew”, anteriormente denominada Isolux Corsán Energías Renovables S.A. (ICERSA);
“ Parque Eólico Madryn ” o “ Madryn I y II ”: alude, en conjunto, a los parques eólicos Madryn I y Madryn II;
“Parque Eólico Trelew” se refiere a la actual denominación comercial del parque eólico Loma Blanca IV, con una capacidad instalada de 51 MW y ubicado en las cercanías de la Ciudad de Trelew, Provincia del Chubut, propiedad de la sociedad denominada Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.;
“ OCDE ” Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico;
“ PPA ” corresponde, por sus siglas en inglés, a los contratos de compraventa de energía eléctrica;
“ Programa de Energías Renovables ” y “ Ley de Energías Renovables ” corresponden al Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica introducido por las Leyes de Energías Renovables y las normas reglamentarias dictadas por el Ministerio de Energía, incluyendo la Resolución N°712/2009 y la Resolución N°202-E/2016;
“ Leyes de Energías Renovables ” corresponde al régimen introducido por la Ley N°26.190 de Argentina, modificada por la Ley N°27.191;
“ Licitación ” corresponde a una convocatoria a licitación pública;
“ SCADA ” corresponde al Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos;
“ SEN ” corresponde a la Secretaría de Energía de la Nación;
“ TGS ” significa Transportadora de Gas de Sur S.A., la empresa de transportación de gas natural más grande de Argentina;
“ Programa de Energía Térmica ” se define como el Programa de Desarrollo de Estructuras de Nuevas Energías Distribuidas introducidas por la Resolución N°220/2007 de la SEN y N°1836/2007 tal y como fuere enmendado por la Resolución N°21/2016 de la SEN;
“ Deuda Total ” se refiere a los préstamos corrientes y no corrientes (incluyendo, sin carácter limitativo, las obligaciones negociables) que se exponen en los estados financieros de la Emisora. Véase la nota 5(i) a los Estados Financieros Anuales;
“ Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum ” alude, en conjunto, la central solar fotovoltaica de propiedad de Ullum 1, a la central solar fotovoltaica de propiedad de Ullum 2 y a la central solar fotovoltaica de Ullum 3;
“Ullum 1” alude a Ullum 1 Solar S.A.U., sociedad vehículo de propósito específico para el desarrollo, construcción y operación de la central solar fotovoltaica Ullum 1, con una capacidad instalada de 25 MW y ubicado en la Provincia de San Juan;
“Ullum 2 ” alude a Ullum 2 Solar S.A.U., sociedad vehículo de propósito específico para el desarrollo, construcción y operación de la central solar fotovoltaica Ullum 2, con una capacidad instalada de 25 MW y ubicado en la Provincia de San Juan;
“Ullum 3” alude a Ullum 3 Solar S.A.U., sociedad vehículo de propósito específico para el desarrollo, construcción y operación de la central solar fotovoltaica Ullum 3, con una capacidad instalada de 32 MW y ubicado en la Provincia de San Juan;
“ UNIREN ” corresponden a la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos;

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“ Vestas ” corresponde, según lo requiera el contexto, a Vestas Wind Systems A/S, Vestas Chile Turbinas Eólicas Limitada, Vestas Argentina S.A. o a cualquiera de sus respectivas afiliadas;
“ MEM ” corresponde al mercado eléctrico mayorista administrado por CAMMESA;
“ Contrato MEM ” significan los PPAs celebrados entre CAMMESA y la Emisora conforme los cuales la Emisora abastece capacidad en firme (solamente en el caso de nuestras centrales térmicas) y electricidad al MEM, administrado por CAMMESA.
“ IPIM ” significa el Índice Precio Internos al por Mayor;
“ Loma Negra ” significa Loma Negra C.I.A.S.A.; y
“ YPF ” significa Yacimientos Petrolíferos Fiscales Sociedad Anónima.

Salvo indicación en contrario, las estadísticas brindadas en este prospecto en relación con las unidades generadoras de energía están expresadas en MW, en el caso de la capacidad instalada de dichas unidades generadoras de energía, y en GWh, en el caso de la producción de electricidad total de dichas unidades generadoras de energía. Un GW es equivalente a 1.000 MW y un MW es equivalente a 1.000 kW. Las estadísticas correspondientes a producción de electricidad anual total están expresadas en GWh y se basan en un año de 8.760 horas al año.

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III. INFORMACIÓN DE LA EMISORA

RESUMEN

El siguiente resumen destaca cierta información importante de este Prospecto. Sin embargo, no contiene toda la información que puede ser importante para los inversores a efectos de adoptar la decisión de invertir en las Obligaciones Negociables. La Emisora insta a los inversores a leer y examinar cuidadosamente este Prospecto en su totalidad, y en particular las secciones tituladas “Factores de Riesgo” y “Antecedentes Financieros - Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera” y los estados financieros incluidos en el presente, para una comprensión más cabal de los negocios de la Emisora.

INTRODUCCIÓN

Genneia es la compañía líder en energía renovable en Argentina, operando aproximadamente el 20% de la capacidad instalada eólica y solar del país a la fecha de este Prospecto. Genneia cuenta con experiencia en todo el ciclo de generación de energía eléctrica: desde la prospección y el desarrollo de proyectos, hasta la construcción y la operación de plantas de energía, tanto de fuentes renovables como convencional. A la fecha de este Prospecto, tenemos una capacidad instalada bruta de 1.229 MW (866 MW de energía renovable y 363 MW de energía convencional). Al finalizar el proyecto de energía renovable en construcción (78 MW), la Emisora espera contar para fines del 2022 con una capacidad instalada de 1.307 MW compuesto por 944 MW de energía renovable y 363 MW de energía convencional Derivamos nuestros ingresos principalmente de PPAs denominados en Dólares a largo plazo, que nos brindan una proyección de ingresos estables y predecibles. En el año finalizado el 31 de diciembre de 2021, las ventas netas fueron de US$ 277,2 millones 78% provino de energía renovable, 17% de energía convencional y 4% de otros segmentos) y el EBITDA ajustado totalizó US$ 229,4 millones.

Nuestra misión. Genneia tiene como misión suministrar energía eléctrica confiable y sustentable. Genneia es pionera en la generación de energía a través de fuentes renovables de Argentina y está comprometida con los más altos estándares ambientales. En 2010, construimos el primer parque eólico a gran escala de Argentina, ubicado en la provincia de Chubut. Alineados con nuestra estrategia a largo plazo, durante los últimos 4 años hemos experimentado una gran transformación hacia un perfil energético más sustentable. En 2016, iniciamos un plan de inversión en energía renovable de más de US$ 1.000 millones para aumentar nuestra capacidad instalada de energía renovable en 706 MW. La energía renovable representó el 91,3% de nuestra generación total al 31 de diciembre de 2021, en comparación con el 27,9%, en el año terminado el 31 de diciembre de 2016.

Segmento de energías renovables. Genneia posee y opera activos de generación de energía eólica de alta calidad utilizando equipamiento y tecnología de punta. Al haber sido uno de los primeros participantes en el mercado renovable, la Emisora se aseguró el acceso a ubicaciones de primer nivel, con fuertes recursos eólicos y solares, y con acceso al tendido eléctrico. La mayoría de nuestros parques eólicos, a la fecha del presente Prospecto, están ubicados en la Provincia de Chubut, en la región de la Patagonia en Argentina, a excepción de Villalonga I, Villalonga II y Necochea, que se encuentran ubicados en el sur de la Provincia de Buenos Aires; y Pomona I y II que se encuentran en la provincia de Río Negro. Asimismo, Genneia posee tres parques solares en la localidad de Ullum, provincia de San Juan, denominados Ullum I, Ullum II y Ullum III. En el año 2021, el factor de carga promedio de nuestros parques eólicos y solares promediaron 44,24% y 28.4%, respectivamente. La Emisora generó un total de 3.205 GWh de energía eléctrica renovable en 2021, representando aproximadamente el 21% de la energía solar y eólica generada en el país durante dicho año, de acuerdo con la información publicada por CAMMESA.

Segmento de energías convencionales. Genneia tiene una experiencia significativa en el desarrollo y operación de centrales de generación de energía térmica. En la actualidad, la Compañía opera dos centrales térmicas con una capacidad instalada total de 363 MW, estratégicamente ubicadas en las provincias de Buenos Aires y Tucumán. Estas centrales ubicadas en la Provincia de Buenos Aires, debido a la tecnología que poseen sus unidades generadoras, cumplen la función de aportar energía a la red interconectada Nacional durante los picos de demanda (“despacho de punta”) y compensan la intermitencia de la red provocada por el crecimiento de las energías renovables en Argentina. En consecuencia, la parte más significativa de los ingresos de este segmento, provienen de la venta de capacidad en firme de las centrales térmicas ubicadas en la Provincia de Buenos Aires. Por lo tanto, el indicador del rendimiento operativo de nuestros activos térmicos es el factor de disponibilidad, el cual ha alcanzado el 90,5% en el año finalizado el 31 de diciembre de 2021.

Otros segmentos. Genneia también se dedica a la compraventa de gas natural a través del MEG, con empresas de generación de energía y grandes usuarios de gas natural para usos industriales, entre otros y a la comercialización de

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capacidad de transporte de gas natural asignada a la Compañía.

LOS ACTIVOS DE GENNEIA

A continuación, se detalla información relativa a los proyectos operativos, sobre los cuales la Emisora ya posee PPAs adjudicados a la fecha del presente:

	Tipo de				Tarifas	Regulación
Proyecto	Energía	Estado	FOC	MW	(1)	PPA(2)
Rawson I	Eólica	Operativa	enero 2012	52,50	128,7	GENREN
Rawson II	Eólica	Operativa	enero 2012	31,15	124,2	GENREN
Rawson III	Eólica	Operativa	diciembre 2017	25,05	-	MATER
Trelew	Eólica	Operativa	agosto 2013	51,00	127,0	GENREN
Madryn I	Eólica	Operativa	noviembre 2018	71,10	76,2	Res. 202
Madryn II	Eólica	Operativa	septiembre 2019	151,20	76,2	Res. 202
Villalonga I	Eólica	Operativa	diciembre 2018	51,75	55,0	RenovAr
Villalonga II	Eólica	Operativa	febrero 2019	3,45	-	MATER
Pomona I	Eólica	Operativa	julio 2019	101,40	54,9	RenovAr
Pomona II	Eólica	Operativa	agosto 2019	11,70	-	MATER
Chubut Norte I	Eólica	Operativa	diciembre 2018	28,80	66,0	RenovAr
Chubut Norte II	Eólica	Operativa	marzo 2021	26,28	-	MATER
Chubut Norte III (3) Eólica		Operativa	febrero 2021	57,66	38,9	RenovAr
Chubut Norte IV (3) Eólica		Operativa	febrero 2021	83,22	38,9	RenovAr
Necochea (4)	Eólica	Operativa	febrero 2020	37,95	55,5	RenovAr
Ullum I	Solar	Operativa	diciembre 2018	25,00	53,7	RenovAr
Ullum II	Solar	Operativa	diciembre 2018	25,00	55,2	RenovAr
Ullum III	Solar	Operativa	diciembre 2018	32,00	57,6	RenovAr
La Florida (5)	Biomasa	Adjudicado	noviembre 2021	19,00	106,7	RenovAr
Bragado II	Térmica	Operativa	febrero 2017	58,01	25.000	Res. 21
Bragado III	Térmica	Operativa	mayo 2017	60,30	19.000	Res. 21

(1) Tarifa expresada en Dólares Estadounidenses: (i) para energía térmica: mensual por MW de capacidad instalada, y (ii) para energía renovable: en MW/hora por la electricidad efectivamente despachada. En particular para los PPAs RenovAr y Res. 202, no se incluye el factor de ajuste anual.

(2) CAMMESA es la contraparte de los PPAs RenovAr, GENREN, Resolución 202, Resolución 220 y Resolución 21. Grandes usuarios industriales son la contraparte de los PPAs MATER.
(3) Genneia tiene una participación accionaria del 51%.

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(4) Genneia tiene una participación accionaria del 50%.
(5) El 27 de enero de 2022, Genneia La Florida solicitó a CAMMESA la recisión del PPA del parque de biomasa La Florida en los términos de la Resolución RESOL-2021-1260-APN-SE#MEC de la Secretaría de Energía, y se encuentra dando cumplimiento a los requisitos allí establecidos para instrumentar dicha rescisión.

A continuación, se detalla información relativa a los proyectos operativos, sobre los cuales Genneia no posee PPAs y se rigen por el Esquema de Remuneración de Energía Base:

Proyecto Tipo de Energía Estado MW Cruz Alta Térmica Operativa 245,0

El siguiente mapa muestra la ubicación geográfica de nuestras centrales operativas a la fecha de este Prospecto.

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Evolución de la capacidad Instalada. La operación comercial de los parques eólicos Rawson I y II comenzó en enero de 2012; el Parque Eólico Trelew, adquirido en noviembre de 2017, había comenzado a operar en agosto de 2013; el parque eólico Rawson III inició su operación comercial en diciembre de 2017; el parque eólico Madryn I empezó a operar en noviembre de 2018; los parques eólicos Chubut Norte I, Villalonga I y Villalonga II comenzaron a operar en diciembre de 2018; el parque eólico Pomona I empezó a operar en julio 2019; el parque eólico Pomona II en agosto 2019, el parque eólico Madryn II inició su operación en septiembre 2019 y el parque eólico Necochea recibió habilitación comercial en febrero de 2020. Las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum iniciaron su operación en diciembre 2019. En febrero 2021, los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV obtuvieron la habilitación comercial. En marzo de 2021, el parque eólico Chubut Norte II obtuvo la habilitación comercial. Las centrales térmicas Bragado II y III comenzaron su operación comercial entre febrero y mayo de 2017, mientras que la central térmica de Cruz Alta comenzó a operar en 2002 y 2003 y fue adquirida en agosto de 2017. La Emisora ha alcanzado una sólida trayectoria en el mantenimiento de la disponibilidad de sus centrales, registrando en sus parques eólicos un factor de disponibilidad promedio de 92,67%, en sus parques solares un factor de disponibilidad del 88,55% y en sus centrales termoeléctricas un promedio ponderado en su factor de disponibilidad de 90,58% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021.

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Nuestros PPAs . Genneia genera principalmente todos sus ingresos de PPAs celebrados a largo plazo, denominados en Dólares Estadounidenses, que le proporcionan un flujo estable y previsible de efectivo. Al 31 de diciembre de 2021, 97% de nuestros ingresos provienen de PPAs denominados en Dólares firmados con CAMMESA y grandes usuarios industriales. La gran mayoría de los activos renovables de Genneia que entraron en operación comercial entre 2018 y 2021 cuentan con PPAs adjudicados bajo el programa RenovAr y Resolución 202/2016, los cuales tienen un plazo de 20 años, están denominados en Dólares, poseen el respaldo de las garantías FODER y Soberana y, algunos de ellos, cuentan con garantía del Banco Mundial. Al 31 de diciembre de 2021, los PPAs RenovAr y Resolución 202 representan 56% de nuestros ingresos. El resto de los PPAs que tiene a CAMMESA como contraparte son (i) GENREN (la primera licitación pública en Argentina) que representa el 18% de nuestros ingresos al 31 de diciembre de 2021, (ii) Resolución 21 (licitación de generación térmica adjudicada en 2016), representa el 11% de nuestros ingresos al 31 de diciembre de 2021, y (iii) Resolución 220 (licitación térmica ganada en 2007), representa el 2% de nuestros ingresos al 31 de diciembre de 2021. Los PPAs MATER representan el 5% de nuestros ingresos al 31 de diciembre de 2021, los grandes usuarios industriales que han firmado contrato son Loma Negra, Compañía de Alimentos Fargo S.A. (Bimbo), Cargill, Royal Canin S.A., Banco Macro S.A., Oroplata S.A. (Goldcorp), Pilkington, McCain Argentina, Meranol S.AC.I., Curtiembre Arlei S.A., Bemis Argentina S.A.U., Petroquímica Cuyo S.A.I.C., Grupo dos Leguas SAU, Vidriería Argentina S.A., Mondelez S.A. y Mercedes Benz.

Principales fortalezas de los PPAs RenovAr y Resolución 202/2016. El programa RenovAr se enmarca en la Ley de Energías Renovables (Ley 27.191) aprobada en 2015. A continuación, se enumeran las principales características crediticias de los contratos del Programa RenovAr, los cuales son los fundamentos detrás de una proyección de ingresos estables y previsibles en Dólares a largo plazo:

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Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (“FODER”) Las obligaciones de CAMMESA en virtud de los PPAs del Programa RenovAr se encuentran garantizadas por el FODER, fondo creado por la Ley 27.191 donde el Gobierno Argentino se ha constituido como fiduciante y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (“BICE”) como fiduciario.

El FODER cuenta con dos garantías de pago:

i. Garantía de pago de la energía : Los pagos de energía mensuales en virtud del PPA son garantizados por el FODER, que cuenta con una única cuenta de reserva separada a 12 meses para los contratos RenovAr 1.0, 1.5 y Resolución 202/2016, y de 6 meses para los contratos RenovAr 2.0, en respaldo de los pagos de facturas mensuales a los generadores. Gracias a la Garantía de pago de la energía de FODER, los ingresos mensuales del periodo 2019 y 2020 se han recibido de acuerdo con lo establecido en los PPAs: dentro de los 42 días posteriores a la fecha de facturación.
ii. Garantía de pago del proyecto : En caso de incumplimiento de pago de CAMMESA y/o causales de rescisión, el FODER garantiza asimismo el pago del precio de la eventual opción de venta del proyecto, que puede ser ejercida por el vendedor en determinados supuestos.

Garantía Soberana . En caso de corresponder y que el FODER no cuente con las sumas adeudadas desde las cuentas de garantía, el fiduciario le solicita al fiduciante el aporte de fondos.

Garantía del Banco Mundial. En caso de que el Soberano no cuente con los fondos suficientes para responder a su garantía, el Banco Mundial ha garantizado parcialmente la Garantía Soberana. Según el Acuerdo de Indemnidad firmado entre el Banco Mundial y la República Argentina, en caso de que el Banco Mundial deba abonar esta garantía, el soberano deberá reponer dichos fondos inmediatamente. De no hacerlo, el soberano se enfrenta a la posibilidad de que el Banco Mundial suspenda, cancele o acelere sus líneas de financiamiento con la República Argentina.

Los activos renovables de Genneia que cuentan con estas garantías son:

Proyecto Tipo de Energía Estado FOC MW PPA FODER	Banco Mundial

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	Tipo					Banco
Proyecto	Energía	Estado	FOC	MW	PPA FODER	Mundial
Madryn I	Eólica	Operativa	noviembre 2018	71,10	Res. 202 SI
Madryn II	Eólica	Operativa	septiembre 2019	151,20	Res. 202 SI
Villalonga I	Eólica	Operativa	diciembre 2018	51,75	RenovAr SI	SI
Pomona I	Eólica	Operativa	julio 2019	101,40	RenovAr SI	SI
Chubut Norte I	Eólica	Operativa	diciembre 2018	28,80	RenovAr SI	SI
Chubut Norte III	Eólica	Operativa	Febrero 2021	57,66	RenovAr SI
Chubut Norte IV	Eólica	Operativa	febrero 2021	83,22	RenovAr SI
Necochea	Eólica	Operativa	febrero 2020	37,95	RenovAr SI
Ullum I	Solar	Operativa	diciembre 2018	25,00	RenovAr SI
Ullum II	Solar	Operativa	diciembre 2018	25,00	RenovAr SI
Ullum III	Solar	Operativa	diciembre 2018	32,00	RenovAr SI
La Florida(1)	Biomasa	Adjudicado	noviembre 2021	19,00	RenovAr SI	SI

Notas:

(1) El 27 de enero de 2022, Genneia solicitó a CAMMESA la recisión del PPA del parque de biomasa La Florida en los términos de la Resolución RESOL-2021-1260-APN-SE#MEC, y se encuentra dando cumplimiento a los requisitos allí establecidos para instrumentar dicha rescisión.

Desempeño operativo

Las centrales de generación de energía eléctrica de la Compañía son modernas, confiables y eficientes para el sector eléctrico argentino. Todas las unidades de generación de energía renovable en Argentina cuentan con el beneficio de la prioridad de despacho y su remuneración se basa en la energía efectivamente despachada a la red nacional. En cambio, las centrales térmicas reciben sus ingresos principalmente por la disponibilidad de su capacidad instalada. En consecuencia, la energía producida y la disponibilidad son factores que guían el rendimiento operativo de nuestros activos renovables y térmicos, respectivamente.

Desde el inicio de su operación comercial en 2012, los parques eólicos Rawson I y II vienen generando electricidad sin mayores interrupciones y han obtenido un factor de carga promedio de 36,3% al 31 de diciembre de 2021. Por otro lado, el parque eólico Rawson III ha obtenido un factor de carga promedio de 46,7% al 31 de diciembre de 2021. El parque eólico Trelew, que adquirimos en noviembre de 2017, ha alcanzado un factor de carga promedio de 32,2% al 31 de diciembre de 2021. Nuestros parques eólicos, que entraron en operación comercial desde noviembre de 2019, han promediado un factor de carga de 45% durante el año terminado el 31 de diciembre de 2021. Además, hemos logrado un sólido historial de mantener la disponibilidad de nuestras plantas térmicas, con un factor de disponibilidad promedio ponderado de 90,58% durante el año terminado el 31 de diciembre de 2021.

					Venta de energías	Venta de energías
					renovables	(GWh)
	Tipo de
Activo	energía	FOC	MW	2021	2020	2019
Rawson I	Eólica	Enero 2012	52,50	164	183	184
Rawson II	Eólica	Enero 2012	31,15	102	113	113
Rawson III	Eólica	Diciembre 2017	25,05	103	108	114
Trelew	Eólica	Agosto 2013	51,00	144	158	153
Madryn I	Eólica	Noviembre 2018	71,10	305	330	324
Madryn II	Eólica	Septiembre 2019	151,20	625	670	244
Villalonga I	Eólica	Diciembre 2018	51,75	231	252	236
Villalonga II	Eólica	Febrero 2019	3,45	15	17	16
Pomona I	Eólica	Julio 2019	101,40	367	390	212
Pomona II	Eólica	August 2019	11,70	47	41	20
Chubut Norte I	Eólica	Diciembre 2018	28,80	126	141	140
Necochea(1)	Eólica	Febrero 2020	37,95	158	150
Chubut Norte II	Eólica	Marzo 2021	26,28	88
Chubut Norte III(1)	Eólica	Febrero 2021	57,66	211
Chubut Norte IV(1)	Eólica	Febrero 2021	83,22	319
Ullum I	Solar	Diciembre 2018	25,00	61	64	58

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Venta de energías renovables (GWh)

		Tipo de
Activo		energía	FOC	MW	2021	2020	2019
Ullum II		Solar	Diciembre 2018	25,00	63	63	60
Ullum III		Solar	Diciembre 2018	32,00	80	83	75
(1) Corresponden a negocios conjuntos que posee la Sociedad.
					Factor	de disponibilidad
						térmica (%)
	Tipo	de
Activo	energía	FOC		MW	2021	2020	2019
Bragado II	Térmica	Febrero 2017		58.01	91	91.4	98.6
Bragado III	Térmica	Mayo 2017		60.30	99.6	99.4	98.6
Cruz Alta	Térmica	Ene. 2002/Feb. 2003		245.00	99.1	100.0	99.8

Resultado Financiero

Las ventas netas de la Emisora para el ejercicio económico finalizado al 31 de diciembre de 2021, totalizaron Ps.26.664 millones, la utilidad bruta de Ps.17.123 millones, la pérdida neta ascendía a Ps.4.683 millones y el EBITDA Ajustado fue de Ps.21.992 millones. El margen de ganancia bruta y el EBITDA Ajustado fue del 64,2% y 82,5%, respectivamente. Las ventas netas de la Emisora para el ejercicio económico finalizado al 31 de diciembre de 2020, totalizaron Ps.21.635 millones, la utilidad bruta de Ps.14.216 millones, la utilidad neta ascendía a Ps.1.629 millones y el EBITDA Ajustado fue de Ps.17.905 millones. El margen de ganancia bruta y el EBITDA Ajustado fue del 65,7% y 82,8%, respectivamente. Las ventas netas de la Emisora para el ejercicio económico finalizado al 31 de diciembre de 2019, totalizaron Ps.13.502 millones, la utilidad bruta de Ps.8.638 millones, la pérdida neta ascendía a Ps.961 millones y el EBITDA Ajustado fue de Ps.11.096 millones. El margen de ganancia bruta y el EBITDA Ajustado fue del 64% y 82,2%, respectivamente.

Nuestra Estrategia de Valor Sustentable

Genneia se compromete a hacer negocios con honestidad, integridad y transparencia, y así persiguiendo los más altos estándares de medioambiente, sociales y de gobierno (“ESG”). Nuestro objetivo es lograr ser una compañía eficiente y confiable creando valores sustentables para todos los grupos de interés, y a su vez, proteger el medioambiente para las generaciones futuras. Dichos grupos de interés se comprenden de los empleados, accionistas, clientes, proveedores, socios y las comunidades donde se encuentran nuestras instalaciones. Genneia trata y trabaja constructivamente con un abanico de grupos de interés con el fin de identificar problemas de la compañía y monitorear tendencias emergentes.

Genneia se compromete con los principios establecidos por la Organización de las Naciones Unidas: al comportamiento adecuado y responsable de la empresa, y a los Objetivos de Desarrollo Sostenible del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (“ODS”). Nuestras operaciones de energía renovable se reflejan principalmente en el gran impacto y la contribución a los ODS, a través del ODS #7 “Energía Asequible Y No Contaminante” y ODS #13 “Acción Por El Clima”.

La estrategia de valor sustentable se basa en los siguientes principios:

Liderazgo en Energías Renovables;
Innovación en Generación Energética y Gestión del Conocimiento;
Reducción del Impacto Económico, Social y Ambiental;
Promoción de los Derechos Humanos y el Bienestar de nuestros Empleados y la Comunidad;
Economía inclusiva en toda la Cadena de Valor;

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Transparencia en la Gestión de Negocios;
Inversión Social.

Las políticas y los procesos de Genneia cumplen con el Sistema Integrado de Gestión (“SIG”) que se basa en la Gestión de Calidad, Seguridad y Salud Ocupacional, y Ámbitos Ambientales y Sociales. El SIG se comprende bajo los siguientes estándares internacionales: Gestión Ambiental (ISO 14.001:2015); Seguridad y Salud Ocupacional (ISO 45.001:2018); Normas de Desempeño de la Corporación Financiera Internacional (IFC:2012); Gestión de la Calidad (ISO 9001:2015); Gestión de la Seguridad de la Información (ISO 27.001:2013); Gestión de Riesgos Empresariales (Marco COSO 2017); Ley de Prácticas Corruptas en el Extranjero de los Estados Unidos; y la Convención para Combatir el Cohecho de Servidores Públicos Extranjeros en Transacciones Comerciales Internacionales. Desde sus inicios, Genneia ha optado por converger y comprometerse con los estándares Medioambientales y Sociales, y así permitiendo a Genneia financiar sus planes de inversión en energías renovables bajo rigurosos Estándares de Desempeño de la Corporación Financiera Internacional.

Genneia cumple con el protocolo de Verified Carbon Standard en más de 400 MW de capacidad instalada de energía renovables, los cuales están dispuestos a emitir Certificados de Reducción de Emisión (“CERs” por sus siglas en inglés) respecto de toda la energía producida. Dicha energía renovable se comprende de los siguientes parques: Parques Eólicos (Rawson I, II and III, Villalonga I & II, Pomona I & II and Chubut Norte I & II) y Parques Solares fotovoltaicos (Ullum I, II & III).

PRINCIPALES FORTALEZAS DE GENNEIA

Pionero y líder en el sector de generación de energía renovable en la Argentina. Genneia es pionero y líder en el sector de generación de energía eléctrica eólica de la Argentina, operando a la fecha del Prospecto, aproximadamente el 20% de la capacidad eólica y solar instalada en el país. La Emisora opera una diversificada cartera, enfocada en activos selectos de alta calidad, construidos utilizando tecnología y equipos de última generación. La Compañía al haber sido pionera como participante en el mercado de generación de energía renovable, se aseguró el acceso a ubicaciones de primer nivel, con recursos eólicos únicos y acceso al tendido eléctrico.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica (“PPAs”) a largo plazo que generan un flujo estable y previsible, denominado en Dólares Estadounidenses. Genneia genera principalmente todos sus ingresos de PPAs celebrados a largo plazo, denominados en Dólares Estadounidenses, que le proporcionan un flujo estable y previsible de efectivo. La mayoría de nuestros activos renovables que obtuvieron operación comercial durante 2018-2021 tienen PPAs adjudicados bajo el programa RenovAr y la Resolución 202/2016. Estos PPA tienen un plazo de 20 años, están denominados en Dólares y se encuentran respaldados por FODER y garantías soberanas, mientras que algunos de ellos están respaldados por la Garantía del Banco Mundial.

A la fecha del presente Prospecto, la vida contractual remanente promedio de nuestros PPA es de 15 años (15 años para nuestros PPA de energía eólica, 17 años para los de energía solar y 5 años para los PPAs de energía térmica,).

La gerencia de primera línea de Genneia posee una trayectoria sólida en todas las etapas de generación. La gerencia de primera línea de la Compañía cuenta con vasta experiencia en la industria y en el sector financiero, incluyendo una experiencia significativa en el sector energético en la Argentina. La experiencia de la gerencia de primera línea de la Emisora abarca proyecciones, desarrollo, licitaciones, construcción y operación de activos energéticos; operar plantas existentes de manera eficiente; completar los proyectos a tiempo y conforme a lo presupuestado; identificar, evaluar y desarrollar oportunidades de crecimiento de alta calidad e integrar nuevos negocios adquiridos o desarrollados; y adherir a las más elevadas normas ambientales, sociales y de compliance.

Sólida capitalización y acceso al mercado de capitales. Los accionistas de Genneia han empleado su capacidad financiera para comprometer un monto de capital significativo con el objeto de respaldar el crecimiento de la Sociedad, incluyendo la realización de aportes de capital en 2017 por un total de US$100 millones y de US$20 millones en 2018. Por su parte, la Compañía ha realizado emisiones de deuda en los mercados internacionales desde 2017 y también ha participado activamente en el mercado local. Asimismo, la Compañía ha progresado asegurando el financiamiento de proyectos (“project finance”) a largo plazo de sus subsidiarias sin recurso contra Genneia.

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ESTRATEGIA

Genneia se esfuerza en generar valores sustentables de largo plazo para los grupos de interés través de la adopción de estrategias que apuntan a mejorar sus márgenes operativos, 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:

Mantener un funcionamiento correcto y eficiente de sus plantas de generación. La Sociedad está comprometida en mantener un funcionamiento correcto y eficiente de sus plantas eléctricas con el fin de generar flujos de efectivo estables y previsibles. Genneia está abocada a mantener un elevado factor de disponibilidad de sus plantas actualmente operativas, incluyendo aquellas adquiridas, y a lograr resultados similares con la cartera de nuevos proyectos. En este sentido, la Compañía tiene previsto seguir invirtiendo en equipos para mejorar la eficiencia y disponibilidad.

Centrar el crecimiento de Genneia en los flujos de efectivo predecible en base a los PPAs. Genneia continúa evaluando proyectos de energía que nos permitan lograr un crecimiento sostenido, ampliando nuestra cartera de proyectos de generación de energía. Nuestro objetivo es acompañar nuestro plan de inversión con flujos de efectivo predecibles mediante la inversión en nuevos proyectos y la adjudicación de nuevos PPA a largo plazo y ocasionalmente considerar la adquisición de proyectos desarrollados por terceros.

Cumplir con estrictas normas ambiéntales, de responsabilidad social y de gobierno corporativo. La Sociedad se encuentra comprometida con los estándares ambientales, de responsabilidad social y gobierno corporativo (“ESG” por sus siglas en inglés). Adicionalmente, procura garantizar la transparencia, rendición de cuentas y responsabilidad en el giro ordinario de los negocios para sus grupos de interés.

INFORMACIÓN DE CONTACTO

El domicilio legal de la Emisora es Nicolás Repetto N°3676, 3er Piso (1636), Olivos, Provincia de Buenos Aires, Argentina. Su número de teléfono es +54 (11) 6090-3200, su número de fax es +54 (11) 6090-3201, y su correo electrónico es [email protected]. El sitio web de la Genneia es www.genneia.com.ar. La información publicada en el sitio web de la Compañía o conectada a la misma no forma parte de este Prospecto.

a) Reseña Histórica

Genneia es una sociedad anónima argentina constituida en octubre de 1991 bajo el nombre de “Empresa de Gas del Sudeste – Emgasud S.A.”. En 2004, Genneia constituyó la compañía subsidiaria Enersud, destinada a desarrollar actividades de comercialización de energía eléctrica. En 2007, la Emisora comenzó a desarrollar sus activos de generación de energía térmica con la construcción de centrales térmicas. También en 2007, Genneia incursionó en el rubro de transporte de gas natural. En 2010, la Emisora ingresó en el negocio de generación de energía eólica.

En enero de 2012, la Emisora comenzó a operar el Parque Eólico Rawson I y II. En abril de 2012, los accionistas de la Emisora cambiaron la razón social por “Genneia S.A.”, nombre que refleja mejor la actividad principal de la Emisora, es decir, la generación de energía eléctrica. En mayo de 2012 y marzo de 2013, respectivamente, la Emisora consumó la venta de su negocio de transporte y distribución de gas natural. En 2016, la Emisora resultó adjudicada con los proyectos Villalonga I, Chubut Norte I, Pomona I y Necochea. En 2017, se le adjudicaron los proyectos Chubut Norte III, Chubut Norte IV y La Florida. Asimismo, en agosto de 2017 Genneia adquirió la sociedad GETSA, propietaria de la central térmica Cruz Alta en Tucumán mediante su subsidiaria totalmente controlada, GEDESA. En noviembre de 2017, la Emisora amplió su cartera eólica en Chubut mediante la adquisición del Parque Eólico Trelew y en abril de 2018 adquirió las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum.

En los años 2018, 2019, 2020 y 2021 iniciaron operaciones un total de 706 MW de energía renovable. En 2018 comenzaron a operar los parques eólicos Madryn I, Chubut Norte I, Villalonga I y II, y los parques solares Ullum I, II y III. En 2019 iniciaron operaciones los parques eólicos Madryn II, y Pomona I y II. En febrero de 2020, el parque eólico Necochea recibió la habilitación comercial de CAMMESA. En 2021, los parques eólicos Chubut Norte II, III y IV recibieron la habilitación comercial de CAMMESA.

El proyecto Necochea fue adjudicado en 2016 a Centrales de la Costa, una sociedad controlada por la Provincia de Buenos Aires. La Emisora celebró un acuerdo de joint venture en iguales proporciones (50/50) con Centrales de la Costa S.A., para desarrollar y operar este proyecto.

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

Actualmente, la Emisora se encuentra construyendo el parque solar Sierras de Ullum (78MW) para vender energía a grandes usuarios industriales, cuya fecha de habilitación comercial se estima para fines de 2022.

PROCEDIMIENTOS JUDICIALES

La Emisora es parte de una serie de procedimientos impositivos, laborales y administrativos en el marco del curso habitual de sus negocios. Al 31 de diciembre de 2021, el monto total previsionado por la Emisora en relación con estos procedimientos judiciales era de Ps. 162 millones.

Procedimientos ante la Secretaría de Industria de la Nación

El 25 de febrero de 2014, la Emisora fue notificada de la Resolución N° 23, dictada el 14 de febrero de 2014, por la Secretaría de Industria y Servicios de la Nación. Dicha resolución (i) declaró que la Emisora, como contratista de IEASA, había incumplido el régimen legal denominado "Compre Trabajo Argentino" al haber adquirido un transformador de potencia, para su central térmica Bragado, de una empresa extranjera; (ii) determinó que dicha adquisición del transformador era nula y sin efecto; y (iii) dispuso que se notifique la Resolución a la Secretaría de Planificación Territorial y Coordinación de Obra Pública (denominada al momento de la notificación, Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios) para la determinación de sanciones adicionales. La Emisora presentó una demanda solicitando la anulación de la Resolución. A la fecha de este Prospecto, dicha causa se encuentra en período probatorio.

La Emisora también es parte de otro procedimiento ante la Secretaría de Industria, en relación con supuestas infracciones al régimen legal de "comprar trabajo en Argentina". A la fecha de este Prospecto, la Secretaría de Industria no ha emitido una decisión con respecto a estos procedimientos.

El “Régimen de Compre Trabajo Argentino” establece que, en caso de incumplimiento de sus disposiciones, entre otras cosas, el ministerio pertinente deberá prohibir, por un período de tiempo determinado (de 3 a 10 años), al Gobierno Argentino, sus organismos, entidades descentralizadas y empresas del Estado para que le concedan futuros acuerdos, concesiones, permisos o licencias a la empresa afectada.

En relación con los procedimientos ante la Secretaría de Industria y Servicios de la Nación descriptos anteriormente, el 4 de julio de 2014, la Emisora solicitó a la Secretaria de Planificación la suspensión de la Resolución N° 23 y cualquier procedimiento administrativo para sancionar a la Emisora por los mismos motivos que la Resolución N° 23 hasta que haya una resolución firme de la justicia federal. A la fecha de este Prospecto, la Secretaria de Planificación no ha emitido una decisión con respecto a la petición de la Emisora.

Con base en la opinión de nuestro asesor externo, la Emisora considera que: (i) tiene fundamentos jurídicos y fácticos razonables, para obtener la anulación judicial de la Resolución N°23 u otras resoluciones que nos declaren en violación del régimen legal de "compre trabajo argentino", y rechazar una penalización, en su caso, que pueda ser impuesta por la Secretaría; y (ii) un resultado adverso en los procedimientos, no afectaría nuestros PPAs existentes o los PPAs que la Compañía espera celebrar en relación con nuestros proyectos de expansión.

Situación con la Provincia del Chubut respecto de las Centrales de Río Mayo y Gobernador Costa

El 12 de junio de 2007 Genneia celebró con la Provincia de Chubut un contrato para la instalación, operación y mantenimiento de equipamiento para generación termoeléctrica en las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa. Tras la construcción de las centrales de Río Mayo y Gobernador Costa, parcialmente a partir del año 2011 y totalmente a partir de agosto 2013, la Provincia discontinuó los pagos de las facturas emitidas por la energía suministrada y la potencia puesta a disposición de las Centrales de Río Mayo y Gobernador Costa.

EL 22 de agosto de 2017 la Compañía notificó a la Provincia de Chubut la terminación del contrato con motivo de dichos incumplimientos. Dicha terminación fue declarada por la Compañía luego de brindarle a la Provincia múltiples oportunidades para subsanar su incumplimiento.

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El 7 de noviembre de 2017, la Compañía presentó una demanda contra la Provincia de Chubut ante el Superior Tribunal de Justicia de la Provincia con respecto a ciertas facturas impagas, que fue ampliado posteriormente.

El 6 de marzo de 2018, la Provincia de Chubut sancionó la Ley Provincial VII-82, de emergencia y consolidación de toda la deuda provincial exigible con anterioridad al 28 de febrero 2018, según la cual, a fin de que la Compañía pudiera cobrar los montos adeudados por la Provincia, debía realizar una verificación de su crédito ante el Ministerio de Economía y Crédito Público de la Provincia. Conforme la ley de emergencia, los saldos consolidados al 28 de febrero de 2018 se cancelarían mediante entrega de títulos públicos (TICADEP, Serie II), emitidos en Pesos, amortizables con un año de gracia en 4 cuotas semestrales e iguales, y devengarían intereses a tasa BADLAR, pagadera trimestralmente. La Compañía se presentó oportunamente a verificar su crédito contra la Provincia de Chubut.

En el marco de la demanda judicial de cobro, el Superior Tribunal de Justicia de la Provincia resolvió favorablemente para la Sociedad la inclusión en la causa como hecho nuevo la acreditación y reconocimiento por la Contaduría General de la Provincia del capital de la deuda, cuya verificación fuera solicitada por la Sociedad.

El 4 de noviembre de 2020, la Compañía y la Provincia celebraron un acuerdo transaccional por medio del cual ambas partes renuncian, entre otras cuestiones, a efectuarse reclamos relacionados con el contrato de las Centrales de Río Mayo y Gobernador Costa y acuerdan el pago de la Provincia a la Sociedad por un monto de AR$ 402,6 millones mediante la emisión y entrega de TICADEP Serie II. El acuerdo transaccional fue aprobado por el Poder Ejecutivo Provincial y fue presentado ante el Superior Tribunal de Justicia para su homologación judicial.

El 31 de agosto de 2021, la Compañía y la Provincia celebraron un nuevo acuerdo transaccional por medio del cual dejaron sin efecto el acuerdo transaccional suscripto el 4 de noviembre de 2020. Los términos del nuevo acuerdo son sustancialmente similares a los acordados en noviembre 2020; es decir Genneia y la Provincia renunciaron, entre otras cuestiones, a efectuarse reclamos relacionados con el contrato de las Centrales de Río Mayo y Gobernador Costa y acordaron el pago financiado en cuotas de la Provincia a la Sociedad por un monto de AR$ 410 millones.

El acuerdo transaccional fue aprobado por el Poder Ejecutivo Provincial y posteriormente presentado ante el Superior Tribunal de Justicia para su homologación judicial. A la fecha de este Prospecto, la Provincia realizó pagos a la Sociedad por la totalidad del capital mencionado.

Tasas del Municipio de Puerto Madryn

El 27 de diciembre de 2019 se sancionó la Ley Provincial XVI N°101, que amplió el ejido municipal de Puerto Madryn y, en consecuencia, la Sociedad y sus subsidiarias titulares de parques eólicos situados en este municipio quedaron sujetas a las disposiciones del código tributario de Puerto Madryn. En abril del 2020, mediante la Ordenanza N°11.349 (modificada por la Ordenanza N°11.546), la Municipalidad de Puerto Madryn estableció bases imponibles específicas para la actividad de generación eólica respecto de la tasa de habilitación, inspección, seguridad e higiene y control ambiental, y de la tasa de construcción.

El Municipio inició procesos de fiscalización en la Sociedad y las demás subsidiarias titulares de los parques eólicos ubicados actualmente dentro del ejido de Puerto Madryn. El municipio de Puerto Madryn determinó de oficio la aplicación de la tasa por habilitación, inspección, seguridad e higiene y control ambiental por un monto conjunto de AR$ 130 millones y la Sociedad y cada una de las subsidiarias presentaron los respectivos descargos ante el municipio.

En marzo del 2021, la Sociedad y sus subsidiarias (Genneia Vientos del Sur S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A.), iniciaron ante la Justicia Federal de Rawson, cada una respectivamente una acción declarativa de certeza contra la Municipalidad de Puerto Madryn, cuestionando la constitucionalidad de las tasas que el municipio pretende cobrar.

En mayo del 2021, la Cámara Federal de Comodoro Rivadavia dictó sentencia, concediendo las medidas cautelares solicitadas, suspendiendo todos los efectos derivados de la tasa por habilitación, inspección, seguridad e higiene y control ambiental y también la aplicación de cualquier medida preventiva tendiente a asegurar el cobro de su pretendido crédito, hasta que la cuestión de fondo sea resuelta. Consecuentemente, el Municipio de Puerto Madryn dejo sin efecto las disposiciones que dieron origen a las determinaciones de oficio e intimaciones previas.

Desde fines del año 2019, en el marco de lo previsto en los PPAs vigentes para los Parques Eólicos Madryn I y II, Chubut Norte I, III y IV, la Sociedad y sus subsidiarias han hecho una serie de presentaciones ante CAMMESA, solicitando una

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revisión del precio de los PPAs para compensar el efecto que podría tener la aplicación de estas tasas. En agosto de 2020, CAMMESA se expidió sobre el tema manifestando que elevará la solicitud a la Secretaría de Energía. A la fecha del presente Prospecto, la Secretaría de Energía no se ha expedido.

Situación con IEASA.

Créditos y pasivos con IEASA

Desde el año 2011 tanto la Sociedad como su subsidiaria Enersud comenzaron a acumular deudas con IEASA por compras de gas natural, como consecuencia del extendido retraso por el Estado Nacional en la implementación del proceso de reemplazo de los contratos de suministro de energía con IEASA bajo el Programa Energía Distribuida con nuevos contratos con CAMMESA bajo la Res. SE 220/07.

Por otro lado, al mismo tiempo comenzaron a acumularse diversos saldos vencidos a cobrar de IEASA por facturas de generación y acreencias no registradas por diferencias de tipo de cambio, entre la fecha de facturación y fecha de efectivo pago.

En el año 2015 la Emisora notificó a IEASA la compensación legal de sus pasivos por un monto de US$ 38,2 millones correspondiente a facturas emitidas por IEASA conforme a contratos de venta de gas (la “Deuda de Gas”) con los créditos de la Emisora con IEASA correspondientes a diferencias de cambio y otros rubros retenidos de las facturas pagadas por CAMMESA (en representación de IEASA).

En octubre de 2017 y en junio de 2020, IEASA le solicitó a la Emisora el pago de la Deuda de Gas, con lo cual ignoró de manera implícita la compensación alegada por la Emisora. En diciembre de 2017 y en julio de 2020, la Emisora objetó las respectivas solicitudes de IEASA.

En el marco de la notificación enviada a IEASA en julio de 2020, la Sociedad y su subsidiaria Parque Eólico Loma Blanca IV intimaron el pago de sumas adeudadas bajos los PPAs del parque eólico Rawson I, Rawson II y del PPA del Parque Eólico Trelew por la suma de US$ 9,4 millones y US$ 5,8 millones, respectivamente. Adicionalmente, en enero de 2021 la Sociedad y Parque Eólico Loma Blanca IV presentaron ante el Tribunal Arbitral de la Bolsa de Comercio sendas demandas arbitrales reclamando sumas adeudadas a esa fecha bajos los PPAs indicados por US$ 9,4 millones y US$ 10,5 millones en concepto de capital, más los intereses aplicables. En octubre de 2021, Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. amplió la suma del capital demandado en US$ 1,6 millones en base a la generación de nuevos saldos impagos. Al 31 de diciembre de 2021, las pruebas ofrecidas por las partes se encontraban siendo producidas.

Según la opinión de los asesores legales externos de la Emisora, la Emisora tiene fundamentos de hecho y de derecho suficientes para rechazar cualquier pretensión de IEASA que intente objetar la compensación, inclusive cualquier posible reclamo por intereses asociados a la Deuda de Gas.

Reclamo PUI y GUI

A través de cartas documento recibidas en noviembre de 2015, IEASA intimó a la Sociedad y a su Subsidiaria ENERSUD al pago de facturas relacionadas con el gas natural vendido por IEASA y utilizado por algunas de plantas de energía térmica a los precios vigentes para PUI (US$ 7,5 por MMBtu) y GUI (US$ 12,8 por MMBtu) por un monto total de US$ 9,8 millones.

Oportunamente la Emisora y ENERSUD han impugnado dichas facturas con el argumento de que la facturación y el pago del gas natural facturado deberían haberse hecho en igualdad de condiciones con el precio regulado para la generación, ya que el gas fue utilizado por plantas de energía térmica de la Emisora para la generación de electricidad.

Basado en la opinión de nuestros asesores legales externos, la Emisora considera que tiene sólidos argumentos legales y fácticos para rechazar cualquier reclamo potencial de IEASA con respecto a las facturas emitidas a precios de GUI y PUI e intereses aplicables a la misma, en exceso de un precio que, aunque permanece indeterminado, debería ser judicialmente determinado sobre la base del precio regulado para generación (US$ 2,7 por MMBtu).

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CAMMESA

Demanda por créditos por diferencias de cambio

En el marco de los Contratos MEM celebrados bajo la Res. SE N° 220/2007 (centrales Concepción del Uruguay I, Concepción del Uruguay II, Las Armas I, Las Armas II, Matheu, Olavarría, Paraná y Pinamar), CAMMESA ha estado abonando las facturas emitidas por la Sociedad de modo parcial, ya que no incluyó en dichos pagos los montos que surgen de la diferencia entre el tipo de cambio a la fecha de la liquidación y el tipo de cambio a la fecha del efectivo pago total. En las ocasiones que CAMMESA ha reconocido diferencias originadas en el tipo de cambio, lo ha hecho entre la fecha de liquidación y la que unilateralmente ha considerado de “vencimiento”, que en la interpretación de CAMMESA, no compartida por la Sociedad, sería 41 días después de dicha fecha.

Con fecha 5 de diciembre de 2019, la Sociedad presentó una demanda contra CAMMESA por US$ 13 millones más intereses, en concepto de diferencias de tipo de cambio devengadas a favor de Genneia durante el período diciembre 2012 a julio 2019, que tramita ante el Juzgado Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal N° 4, Secretaría N° 7. A la fecha de este Prospecto, CAMMESA contestó demanda y la causa fue abierta a prueba.

Penalidad por Bragado II

En septiembre de 2018, invocando una resolución de la SEN, CAMMESA rechazó la impugnación de la multa y en noviembre de 2018 comenzó a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Genneia por el PPA de la central térmica Bragado II, el importe total de la multa, en 48 cuotas en Dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo.

Con fecha 5 de diciembre de 2019, la Sociedad presentó una demanda contra CAMMESA y la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, que tramita en el Juzgado Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal N° 2, Secretaría N°3, con el objeto que se decrete la nulidad de la Resolución dictada el 28 de septiembre de 2018 por el Sr. Subsecretario de Energía Eléctrica invocada por CAMMESA, y en consecuencia, se deje sin efecto la penalidad impuesta por el equivalente a US$ 2,3 millones. También se co-demandó a la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación. A la fecha del presente Prospecto, se está produciendo la prueba ofrecida por las partes. Según la opinión de nuestros asesores legales externos, la multa de CAMMESA es infundada y no debe imputarse a la Compañía, por lo que existen sólidos argumentos para esperar un resultado judicial favorable a los intereses de la Sociedad.

Penalidad por Ullum 1 y Ullum 2

Los Centrales Fotovoltaicas Ullum 1 y Ullum 2 alcanzaron la habilitación comercial el día 19 de diciembre de 2018, 32 días después de la fecha prevista en sus respectivos PPAs. En reiteradas oportunidades Ullum 1 y Ullum 2 hicieron presentaciones ante CAMMESA informando diversos hechos que a su entender constituían eventos de fuerza mayor y que, en caso de ser aceptados como tales, eximirían a las mencionadas subsidiarias de la aplicación de multas por demoras en obtener la habilitación comercial. CAMMESA reconoció sólo 2 días de fuerza mayor, y el 21 de marzo de 2019 notificó a Ullum 1 y Ullum 2 la aplicación de una multa de US$ 1.041.000 a cada una, correspondientes a 30 días de demora en alcanzar la fecha de habilitación comercial acordada en los PPAs.

En marzo de 2020 CAMMESA comenzó a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Ullum 1 y Ullum 2, por sus respectivos PPAs, el importe total de la multa, en 48 cuotas en Dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo.

En virtud de lo estipulado en los contratos para la construcción “llave en mano”, suministro, montaje y puesta en marcha de las obras de los Centrales Fotovoltaicas Ullum, celebrados con Energías Sustentables S.A. (“ESSA”) y otros acuerdos vinculados (el “ Acuerdo de EPC ”), ESSA asumió la obligación de pagar el monto total de las multas que pudieren ser aplicadas por CAMMESA por demoras en la obtención de la habilitación comercial del Centrales Fotovoltaicas Ullum 1 y Ullum 2, descontadas a una tasa del 12% nominal anual.

La obligación de pago de ESSA se encontraba garantizada por (i) US$ 878.464 depositados en una cuenta de garantía abierta en U.S. Bank National Association, correspondientes al saldo de precio del Acuerdo de EPC, y (ii) pagarés librados por ESSA y avalados por Fides Group S.A. y su accionista por un monto total de US$ 878.464. En fecha 14 de mayo del 2020, las

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sociedades Ullum 1 y Ullum 2 recibieron del U.S. Bank National Association la transferencia de los US$ 878.464 precedentemente mencionados.

En fecha 5 de febrero de 2021, se inició un proceso arbitral único para cuestionar la procedencia de dichas penalidades, tanto por justificativos de fuerza mayor como por la exorbitancia de las multas.

El 20 de diciembre de 2021, por sentencia arbitral firme y definitiva se rechazó la pretensión de Ullum 1 y 2, y se condenó a dichas sociedades a pagar las penalidad impuestas por CAMMESA.

b) Descripción del sector en que se desarrolla su actividad.

El siguiente es un resumen de algunas cuestiones relacionadas con el sector de energía eléctrica de Argentina, e incluye disposiciones de las leyes y reglamentaciones de Argentina aplicables a ese sector y a la Sociedad.

Antecedentes Históricos

En 1990, prácticamente toda la industria de suministro eléctrico de la República Argentina estaba controlada por el sector público (97% de la generación total). El gobierno argentino había asumido la responsabilidad de regular la industria a nivel nacional y controlaba todas las empresas nacionales de electricidad. Además, diversas provincias argentinas operaban sus propias empresas de electricidad. Como parte del plan económico inaugurado por el ex Presidente Carlos Menem, el gobierno argentino encaró un amplio proceso de privatización de las principales industrias estatales, incluyendo los sectores de generación, transporte y distribución de energía. La Ley N° 23.696, sancionada en 1989 (la “ Ley de Reforma de Estado ”), autorizaba al gobierno argentino a reorganizar y privatizar empresas del sector público. La privatización tenía dos objetivos finales: en primer lugar, reducir las tarifas y mejorar la calidad de servicio mediante la libre competencia del mercado, y, en segundo lugar, evitar la concentración de poder de los tres subsectores en pocos participantes del mercado y reducir su capacidad para fijar precios. Para lograr dicho equilibrio, al momento de la desregulación y segmentación de la industria, se impusieron distintas limitaciones y restricciones a cada subsector. De conformidad con la Ley de Reforma de Estado, el Decreto N° 634/1991 estableció principios para la descentralización de la industria eléctrica, para la estructura básica del mercado eléctrico, y para la participación de empresas privadas en los subsectores de generación, transporte y distribución.

Descripción General del Marco Regulatorio

Principales Leyes y Normas Complementarias

El marco regulatorio del sector eléctrico de Argentina vigente en la actualidad está conformado por la Ley N° 15.336, sancionada el 20 de septiembre de 1960, modificada por la Ley Nº 24.065, sancionada el 19 de diciembre de 1991, promulgada parcialmente por el Decreto N° 13/92, y reglamentada por el Decreto N° 1398/92 y el Decreto Nº 186/95 y sus modificatorias (en conjunto, la Ley N° 24.065 y sus reglamentaciones y modificaciones serán denominadas como la “ Ley de Energía Eléctrica ”). La Ley de Energía Eléctrica instrumentó las privatizaciones de las empresas estatales del sector eléctrico y separó la industria verticalmente en cuatro categorías: la generación, el transporte, la distribución y la demanda (grandes usuarios). Asimismo, la referida Ley dispuso la organización del mercado eléctrico mayorista (“ Mercado Eléctrico Mayorista ” o “ MEM ”) (el cual se describe con más detalle a continuación) a partir de los lineamientos establecidos en el Decreto N° 634/91. El Decreto N° 186/95 creó, además, la figura del “participante”, destacándose entre éstos el “comercializador”, definido como aquella empresa que sin ser agente del MEM, comercializa energía eléctrica en bloque.

La Ley de Energía Eléctrica

La Ley de Energía Eléctrica estableció el marco regulatorio fundamental del sector eléctrico, dividiendo en forma vertical al sector en distintos subsectores separados -generación, transporte y distribución-, y sujetando a cada uno a diferentes reglamentaciones específicas. Asimismo reconoció a los grandes usuarios como agentes del mercado eléctrico, al que denominó Mercado Eléctrico Mayorista.

A su vez, la Ley de Energía Eléctrica (i) creó el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (“ ENRE”) , (ii) otras autoridades institucionales del sector, incluido el Despacho Nacional de Cargas –i.e. la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (“ CAMMESA ”); y (iii) sentó las bases para la fijación del precio spot, el establecimiento de las tarifas en las áreas reguladas y los criterios para la valuación de los activos a ser privatizados.

La Ley de Energía Eléctrica tuvo un profundo impacto, aunque indirecto, a nivel provincial, ya que prácticamente todas las provincias siguieron las pautas regulatorias e institucionales de esta ley. Varios de los gobiernos provinciales que siguieron el camino de la privatización en el sector han creado sus propios organismos regulatorios financieramente independientes

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a nivel provincial. Antes de la privatización, las mismas empresas de servicios públicos tenían un papel fundamental en la creación de las políticas del sector y en el establecimiento de las nuevas tarifas aplicables en las provincias.

De acuerdo con la Ley de Energía Eléctrica tanto el transporte de energía como la distribución son servicios públicos, y por ello, requieren una concesión previa del Poder Ejecutivo Nacional o local, según sea el caso.

La distribución de energía eléctrica sujeta a jurisdicción federal está regulada por la Ley de Energía Eléctrica o por las leyes provinciales en los casos en que dicho servicio es prestado en virtud de contratos de concesión suscriptos con autoridades provinciales.

Por su parte, la generación de energía es considerada una actividad de interés general, no monopólica y sujeta a la libre competencia. Sin perjuicio de ello, la generación de energía mediante el aprovechamiento de cursos de agua pública para potencias que excedan los 500kV requiere una concesión de parte del gobierno argentino. Las restantes formas de generación, tanto térmicas como no convencionales no requieren una concesión por parte del gobierno argentino y sólo deben cumplir con normas de seguridad, regulatorias, de planificación, ambientales y de salud y obtener los permisos necesarios para poder operar.

Titularidad y Restricciones Operativas

Las restricciones impuestas al sector eléctrico por la Ley de Energía Eléctrica están divididas en restricciones verticales y horizontales en función de la división en los subsectores mencionados anteriormente.

Restricciones Verticales

Las restricciones verticales se aplican a las compañías que pretenden participar simultáneamente en diferentes subsectores del mercado eléctrico. Estas restricciones verticales fueron impuestas por la Ley de Energía Eléctrica, y se aplican en forma diferenciada en función de cada subsector conforme se describe a continuación:

Generación

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 distintas 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 de la compañía controlada y ejerce control mayoritario; y
dado que una empresa de distribución no puede ser propietaria de unidades de generación, el titular de una unidad generadora de electricidad no puede ser titular de concesiones de distribución de electricidad. Sin embargo, los accionistas de una compañía generadora de electricidad pueden ser propietarios de una entidad que posea unidades de distribución, ya sea como accionistas del generador o a través de cualquier otra entidad creada con el objeto de ser propietaria de unidades de distribución o controlarlas.

Transporte

ningún transportista, así como sus compañías controladas y sus controlantes (de acuerdo con las distintas resoluciones del ENRE, que hacen referencia a las compañías que son titulares de más del 51% de las acciones de una transportista y ejercen control mayoritario) pueden ser propietarios o accionistas mayoritarios o controlantes de una empresa generadora de electricidad;
ningún transportista, así como sus compañías controladas y sus controlantes, pueden ser propietarios o accionistas mayoritarios de una empresa distribuidora de electricidad ni controlantes de ésta; y
los transportistas no pueden comprar ni vender energía eléctrica.

Distribución

ningún distribuidor ni empresa controlada por o controlante de éste, podrá ser propietario o accionista mayoritario de una empresa transportista ni controlante de ésta; y
un distribuidor no puede ser propietario de unidades de generación. Sin embargo, los accionistas del distribuidor de energía eléctrica pueden ser propietarios de unidades de generación, ya sea directamente o a través de cualquier otra entidad creada con el objeto de ser propietaria de unidades generadoras o controlarlas.

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Definición de Control

El término “control” no está definido en la Ley de Energía Eléctrica. La Ley General de Sociedades N° 19.550 establece en su Artículo 33 que “se consideran sociedades controladas aquellas en que otra sociedad, en forma directa o por intermedio de otra sociedad a su vez controlada: 1) Posea participación, por cualquier título, que otorgue los votos necesarios para formar la voluntad social en las reuniones sociales o asambleas ordinarias; 2) Ejerza una influencia dominante a través de las acciones, cuotas o partes de interés poseídas, o por los especiales vínculos existentes entre las sociedades”.

Sin perjuicio de ello, distintas resoluciones del ENRE establecieron que una sociedad controlada o controlante es una compañía que posee más del 51% de las acciones de la compañía controlada y ejerce control mayoritario.

Restricciones Horizontales

En forma adicional a las restricciones verticales descriptas anteriormente, los distribuidores y transportistas están sujetos a restricciones horizontales, conforme se describen a continuación:

Generación

Si bien la Ley de Energía Eléctrica no impone restricciones horizontales a la generación de electricidad, este subsector está sujeto a disposiciones generales en materia de defensa de la competencia y podrían imponerse ciertas limitaciones si mediante fusiones y adquisiciones una compañía obtuviera una participación de mercado significativa; en la actualidad ninguna compañía generadora posee una participación de mercado que supere el 20-24%, medida en función de su capacidad instalada.

Transporte

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;
en el caso de las empresas que prestan el servicio de transporte regional por distribución troncal, transportando la electricidad dentro de una misma región, el servicio es prestado por las concesionarias de forma exclusiva en áreas específicas indicadas en sus respectivos contratos de concesión; y
en caso del sistema de transporte en alta tensión, compuesto por todo el sistema de 500 kV y algunas líneas del sistema del litoral que operan en 220 kV, el servicio es prestado por una única empresa (TRANSENER) de forma monopólica en todo el territorio del país.

Distribución

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
conforme los términos de los contratos de concesión que regulan los servicios prestados por empresas privadas que operan redes de distribución, el servicio es prestado por la concesionaria en forma exclusiva sobre ciertas áreas indicadas en el contrato de concesión.

Entidades Regulatorias

Las principales entidades regulatorias del sector eléctrico argentino son (i) el Ministerio de Economía – a través de la Secretaría de Energía (la “ SE ”)-, (ii) el ENRE y (iii) CAMMESA.

(i) El Ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía)

El Ministerio de Economía es la principal autoridad gubernamental responsable del sector eléctrico argentino a nivel federal. El rol del Ministerio de Economía se define, principalmente, en la Ley de Ministerios N° 22.520 (con sus modificaciones, y en particular, las introducidas por el Decreto N° 706/2020).

El Ministerio de Economía tiene a su cargo, entre otras cuestiones, la elaboración, propuesta y ejecución de la política nacional en materia de energía, y en entre sus facultades, se destacan las siguientes:

Ejecutar los planes, programas y proyectos del área de su competencia elaborados conforme las directivas que imparta el PEN;
Entender en la elaboración, aplicación y fiscalización del régimen impositivo y aduanero.
Participar en las negociaciones y modificaciones de los contratos de obras y servicios públicos, en el ámbito de su competencia;

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Entender en la administración de las participaciones mayoritarias o minoritarias que el Estado posea en sociedades o empresas correspondientes a su órbita.
Entender en el desenvolvimiento de las empresas y sociedades del Estado, entidades autárquicas, organismos descentralizados o desconcentrados y cuentas y fondos especiales, cualquiera sea su denominación o naturaleza jurídica, correspondientes a su órbita, tanto en lo referido a los planes de acción y presupuesto como en cuanto a su intervención, cierre, liquidación, privatización, fusión, disolución o centralización, e intervenir en aquellas que no pertenezcan a su jurisdicción, conforme las pautas que decida el Jefe de Gabinete de Ministros con la supervisión del PEN.
Entender en la elaboración y fiscalización del régimen de combustibles y supervisar lo referido a la fijación de sus precios, cuando así corresponda, acorde con las pautas respectivas.
Supervisar las funciones de Autoridad de Aplicación de las leyes que regulan el ejercicio de las actividades en materia energética.
Entender en la elaboración de las políticas y normas de regulación de los servicios públicos, del área de su competencia, en la supervisión de los organismos y entes de control de los concesionarios de obra o servicios públicos, de competencia de la jurisdicción, así como en la elaboración de normas de regulación de las licencias de servicios públicos acogidas a los regímenes federales.
Entender en la supervisión de los mercados de la producción energética interviniendo a través de las áreas de su competencia, con el fin de promover y fomentar el normal desenvolvimiento de la economía de acuerdo a los objetivos del desarrollo nacional con equidad.

La Secretaría de Energía

En primer lugar, cabe destacar que la SE fue transferida al ámbito del Ministerio de Economía a través del Decreto N° 732/2020, publicado en el Boletín Oficial con fecha 7 de septiembre de 2020 (anteriormente, la SE se encontraba bajo la órbita del Ministerio de Desarrollo Productivo).

De acuerdo con lo previsto en el Decreto N° 732/2020, los objetivos de la SE son:

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

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investigación de la actividad nuclear, y en particular lo relacionado con la generación de energía nucleoeléctrica.

Ejercer el control tutelar del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), del Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS), de la Unidad Especial del Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica (UESTEE) y de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CONEA).

A nivel federal, las políticas públicas en materia de energía, a lo largo de los años, han sido dirigidas por distintas entidades del Gobierno Nacional. Desde el año 2001, el órgano federal encargado de la política energética tuvo diferentes rangos y jerarquías: fue (i) Secretaría de Energía y Minería (2000-2001), (ii) Subsecretaría de Energía y Minería (2002), (iii) Secretaría de Energía (2002-2015), (iv) Ministerio de Energía y Minería (“ MEyM ”) (2015-2018), (v) Ministerio de Energía (2018), (vi) Secretaría de Gobierno de Energía (2018-2019), y actualmente, desde el 19 de diciembre de 2019, ha vuelto a ser (vii) Secretaría de Energía, primero bajo la órbita del Ministerio de Desarrollo Productivo, y luego transferida a la órbita del Ministerio de Economía. En este contexto, a los fines de lograr mayor claridad a lo largo del presente prospecto –y salvo que se mencione expresamente- nos referiremos a todas las autoridades a lo largo del tiempo como SE.

(ii) El ENRE

El ENRE es un ente autárquico creado en virtud de la Ley de Energía Eléctrica, actualmente bajo la jurisdicción del Ministerio de Economía. Este organismo es responsable de regular el sector eléctrico y supervisar el cumplimiento por parte de las empresas (generadores, transportistas, distribuidores, grandes usuarios y participantes del sector bajo jurisdicción federal) de las normas, reglamentaciones y sus contratos de concesión.

El objeto principal del ENRE es adoptar las medidas necesarias para cumplir los objetivos nacionales relacionados con el abastecimiento, transporte y distribución de energía eléctrica.

El ENRE es administrado por un directorio compuesto por cinco miembros, de los cuales uno es su presidente, otro su vicepresidente, y los restantes vocales. Los miembros son designados por el Poder Ejecutivo, siendo dos de ellos a propuesta del Consejo Federal de Energía Eléctrica. El presidente durará cinco años en sus funciones y podrá ser reelegido. Mediante el Decreto N° 84/2018, el Poder Ejecutivo designó a los nuevos miembros del directorio del ENRE.

Sin embargo, a fines de 2019, se sancionó la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva N° 27.541 (“ Ley de Solidaridad ”), que declaró la emergencia pública en materia tarifaria y energética (entre otras), delegando en el Poder Ejecutivo Nacional una variedad de facultades para cumplir con los objetivos previstos en la norma. Entre ellas, el artículo 6 facultó al Poder Ejecutivo Nacional a intervenir administrativamente el ENRE por el término de un año.

En consecuencia, mediante el Decreto N° 277/2020, se dispuso la intervención del ENRE hasta el 31 de diciembre del año 2020, designando un interventor y sus facultades. Asimismo, se dispuso la suspensión de las funciones de los actuales miembros del Directorio del ENRE en sus cargos a partir de la entrada en vigencia del decreto, y mientras dure la intervención.

A través del Decreto N° 1020/2020, de fecha 16 de diciembre de 2020, la intervención del ENRE fue prorrogada por el plazo de un año desde su fecha de vencimiento (31 de diciembre de 2020) o hasta que se finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el propio decreto, lo que ocurra primero.

Entre las principales funciones del ENRE, se encuentran las siguientes:

Hacer cumplir la Ley de Energía Eléctrica y sus disposiciones complementarias;
Controlar la prestación de los servicios públicos y hacer cumplir las disposiciones de los contratos de concesión;
Adoptar normas aplicables a generadores, transportistas, distribuidores, usuarios de electricidad y otras partes relacionadas en materia de seguridad, normas y procedimientos técnicos, medición y facturación del consumo de electricidad, interrupción y reconexión del suministro, acceso de terceros a inmuebles afectados a la industria eléctrica y calidad de los servicios prestados;
Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas y discriminatorias entre los participantes de la industria eléctrica;
Establecer las tarifas para los contratos de concesión de transporte y distribución de jurisdicción federal;
Aplicar las sanciones previstas en la Ley de Energía Eléctrica y en los contratos de concesión, respetando en todos los casos los principios del debido proceso;
Arbitrar en los conflictos entre los agentes y los participantes del sector eléctrico y entre aquellos y los usuarios residenciales.

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(iii) CAMMESA

CAMMESA es una sociedad anónima sin fines de lucro, constituida mediante el Decreto N° 1192/92, con la finalidad de supervisar la administración del MEM y el despacho de la electricidad al Sistema Argentino de Interconexión (“ SADI ”). Su capital accionario está dividido entre el gobierno argentino (representado por la SE), y asociaciones representativas de empresas de generación, empresas de transporte, distribuidoras y grandes usuarios. En particular, está a cargo de:

el despacho de electricidad al SADI, maximizando la seguridad y la calidad de la electricidad suministrada y minimizando los precios mayoristas en el mercado spot (ver “ —Distribución de Electricidad ”;
planificar las necesidades de potencia y optimizar su aplicación conforme reglas que fije periódicamente la SE;
supervisar el funcionamiento del mercado a término y administrar el despacho técnico de electricidad conforme a los contratos que se celebren en ese mercado;
ejercer las funciones encomendadas en relación con el sector eléctrico, incluida la facturación y el cobro de pagos por operaciones entre los agentes del MEM;
comprar y/o vender electricidad a otros países celebrando las correspondientes operaciones de importación y exportación; y
prestar servicios de consultoría y otros servicios relacionados con estas actividades.

Asimismo, de acuerdo con la Resolución N° 2022/2005, la SE definió las instrucciones y mandatos regulatorios que pueden ser impartidos a CAMMESA de acuerdo con la Ley de Energía Eléctrica.

CAMMESA es administrada por un directorio conformado por representantes de sus accionistas. El directorio de CAMMESA está compuesto por diez directores titulares y diez suplentes. Cada una de las asociaciones tiene derecho a designar a dos directores titulares y dos directores suplentes de CAMMESA. Los otros directores de CAMMESA son el titular de la SE, quien se desempeña como presidente del directorio, y un miembro independiente, que actúa como vicepresidente. Las decisiones adoptadas por el directorio requieren el voto favorable del presidente del directorio.

Los costos operativos de CAMMESA son financiados, entre otras fuentes, mediante aportes obligatorios de los agentes del MEM.

El MEM

Descripción General

El MEM es el mercado donde los generadores, transportistas, distribuidores, grandes usuarios y otros participantes de la industria compran y venden energía eléctrica, ya sea en el mercado spot o a través de contratos de abastecimiento de largo plazo.

El MEM comprende:

un mercado a término, en el que generadores, distribuidores y grandes usuarios celebran contratos a largo plazo que estipulan cantidades, precios y condiciones, incluidos los contratos de exportación e importación de energía eléctrica. El excedente de energía que no se vende en el mercado a término, es vendida en el mercado spot;
un mercado spot en el cual los precios se establecen sobre una base horaria (“ Precio Spot ”). Las compras realizadas en el mercado spot varían según el carácter del comprador: los grandes usuarios, generadores y autogeneradores pagan el Precio Spot, mientras que los distribuidores pagan un precio estacional calculado por CAMMESA y aprobado por la SE. Los precios estacionales son establecidos periódicamente por CAMMESA, y mantenidos por períodos de seis meses (sujetos a ajustes trimestrales), con la finalidad de que los distribuidores paguen un precio estabilizado a los generadores, y de esa forma puedan trasladarlo a las tarifas pagadas por los usuarios finales; y
un Fondo de Estabilización, administrado por CAMMESA, que absorbe las diferencias entre las compras de los distribuidores a precios estacionales y los pagos a los generadores por venta de energía al precio spot, creado para estabilizar el precio que pagan los usuarios finales (Ver “ Fondo de Estabilización: Reglamentaciones y Legislación Post Crisis Energética ”).

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Operación del MEM

El MEM opera bajo la administración de CAMMESA. Los generadores entregan toda la electricidad que generan al SADI de acuerdo con los requerimientos de despacho de CAMMESA, sin perjuicio de la existencia de contratos de largo plazo u operaciones spot con partes compradoras. CAMMESA despacha las unidades de potencia disponibles en función de los costos de generación variables declarados por los generadores, siendo las unidades más eficientes despachadas en primer lugar.

Agentes del MEM

Los principales agentes del MEM son las empresas de generación, transporte, distribución y grandes usuarios. Los comercializadores o intermediarios, en su carácter de participantes del MEM, intervienen en él aunque en menor medida.

El 1995, el gobierno argentino aprobó el Decreto N°186/1995 para la expansión de la participación y estimulación de la inversión en el MEM. El Decreto N°186/1995 enumera a las siguientes entidades como participantes del MEM:

Las empresas que obtengan autorización para comercializar la energía eléctrica proveniente de interconexiones internacionales y emprendimientos binacionales;
Las empresas que, sin ser agentes del MEM, comercialicen energía eléctrica en bloque; y
Empresas que sin ser agentes del MEM exploten ciertas instalaciones de transporte de electricidad.

Otras reglamentaciones emitidas por la SE, que definen a los participantes del MEM permiten asimismo la participación de intermediarios, provincias intermediarias y empresas extranjeras en el MEM. Los intermediarios pueden intermediar en la generación, demanda, importación, exportación y regalías. La función de los intermediarios en el MEM es comprar y vender electricidad producida y consumida por terceros, ya sea en el mercado a términos y/o en el mercado spot.

El MEM clasifica a los grandes usuarios en tres categorías: grandes usuarios mayores, grandes usuarios menores y grandes usuarios particulares. Cada uno de ellos puede convenir libremente los precios de sus contratos de abastecimiento con los generadores o intermediarios, sin estar limitados a obtener el suministro de su empresa de distribución local. Sin embargo, la Resolución 95/2013 de la ex SE (la “ Resolución N° 95 ”), en su artículo 9, suspendió transitoriamente la incorporación de nuevos contratos en el mercado a término del MEM a ser administrados por CAMMESA, con determinadas excepciones (ver “ Remuneración de la generación de electricidad” ). Sus operaciones en el mercado spot son facturadas por CAMMESA.

Generación de Energía Eléctrica

Los generadores despachan la electricidad que generan al SADI, de acuerdo con los requerimientos de despacho de CAMMESA. CAMMESA despacha las unidades de potencia disponibles en función de los costos variables de generación declarados por los generadores, siendo las unidades más eficientes despachadas en primer lugar.

Los generadores de electricidad compiten entre sí por el suministro de energía al mercado. Cualquier parte interesada en generar energía para la venta, tiene la posibilidad de acceder al mercado de generación de electricidad, sin ningún tipo de planificación centralizada o programación indicativa. Sin embargo, cualquier generador de electricidad que pretenda incorporar una nueva unidad o central al MEM deberá presentar una solicitud ante la SE, el ENRE y CAMMESA, a fin de cumplir con las normas técnicas de operación, y operar sus instalaciones sin riesgos para la salud pública y el ambiente.

De acuerdo con la Ley de Energía Eléctrica, la generación de energía eléctrica se clasifica como una actividad de interés general asociada a la provisión de servicios de transporte y distribución de electricidad, pero conducida en el marco de un mercado competitivo. Como resultado de la privatización e incorporación de nuevos actores del mercado, el sector de generación de energía, aun después de un proceso de consolidación que tuvo lugar durante los últimos años, tiene una estructura competitiva con al menos cuatro empresas de envergadura similar que operan en el mercado: (i) Central Puerto; (ii) Endesa Argentina S.A. (que incluye a Endesa Costanera S.A., Central Dock Sud S.A. e Hidroeléctrica el Chocón S.A.); (iii) Pampa Energía S.A. (que incluye a Central Térmica Güemes S.A., Central Térmica Loma la Lata S.A., Inversora Piedra Buena S.A., Inversora Diamante S.A., CTG e Inversora Nihuiles, y las plantas que eran propiedad de Petrobras Argentina S.A., que fue adquirida por Pampa Energía S.A. ); (iv) AES Argentina Generación S.A. (que incluye a Central Térmica San Nicolás S.A. e Hidroeléctrica Alicurá S.A.). Asimismo, una parte importante del sector de generación es controlada por empresas de propiedad estatal y de control estatal (por ejemplo, Yacyretá, Salto Grande, Atucha y Embalse e YPF) y otros generadores del sector privado (por ejemplo, Orazul, Albanesi y Capex).

Los generadores de energía eléctrica obtienen sus ingresos a partir de ventas realizadas en el mercado spot o en el mercado a término, a través de contratos a término celebrados con distribuidoras, grandes usuarios y otros grandes compradores como CAMMESA. Los generadores, y en particular, quienes generan a partir de fuentes no renovables, no son remunerados únicamente por la electricidad vendida en el mercado, sino también por los pagos fijos en relación con la capacidad en firme, y deben pagar a las empresas de transporte (y, eventualmente, a las distribuidoras), los cargos correspondientes por

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el uso de sus redes para colocar la capacidad vendida en el MEM (Ver “ Fondo de Estabilización: Reglamentaciones y Legislación Post Crisis Energética ”).

Los equipos instalados en las plantas generadoras de energía eléctrica en Argentina pueden clasificarse según el recurso natural y la tecnología que utilizan, en las siguientes categorías: térmica fósil, nuclear, hidráulica, eólica, solar, biomasa y, en forma incipiente, geotérmica.

Las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles pueden a su vez clasificarse en cuatro tipos de tecnología, según el ciclo térmico que utilizan para generar energía eléctrica: turbina de vapor, turbina de gas natural, ciclo combinado, y motores diésel.

Exportación e Importación de Electricidad

El MEM se define como un mercado abierto con fronteras a través de las cuales puede intercambiarse energía con países que están interconectados mediante el SADI. De acuerdo con la Ley de Energía Eléctrica, la exportación e importación de electricidad debe ser aprobada por la SE.

La SE y la ex Secretaría de Gobierno de Energía han dictado reglamentaciones para asegurar la transparencia de las operaciones que involucren la importación o exportación de electricidad y estándares mínimos de reciprocidad y cierta simetría entre el MEM y el mercado eléctrico del país limítrofe. Estas condiciones incluyen, entre otras, un sistema de despacho de electricidad basado en costos económicos, acceso abierto a la capacidad de transporte remanente, y condiciones no discriminatorias para compradores o vendedores de ambos países.

Los agentes de generación independientes, cogeneradores o intermediarios pueden actuar como parte vendedora de un contrato de exportación en el mercado a término y también pueden realizar operaciones de exportación de tipo spot. Los agentes distribuidores, los grandes usuarios o los intermediarios de electricidad pueden actuar como partes compradoras de un contrato de importación en el mercado a término. Los intermediarios pueden realizar operaciones de importación de tipo spot. Sin embargo, mediante la Resolución N° 95, la SE suspendió temporariamente la incorporación de nuevos contratos en el mercado a término del MEM a ser administrados por CAMMESA, salvo por aquellos derivados de las Resoluciones de la SE N° 1193/05, 1281/06, 220/07, 1836/07, 200/09, 712/09, 762/09, 108/11, 137/11 y cualquier otro tipo de contrato de suministro de electricidad con un sistema de remuneración diferencial establecido por la SE. Asimismo, la Resolución N° 95 estableció que, una vez concluidos los contratos del mercado a término, los grandes usuarios del MEM tendrán la obligación de adquirir su demanda de electricidad a CAMMESA. Respecto de los contratos del mercado a término vigentes al 22 de marzo de 2013, la SE estipuló que deben administrarse de acuerdo con la reglamentación existente hasta su resolución, sin estar sujetos a renovación o prórroga.

Sin perjuicio de ello, el artículo 10 de la Ley N° 27.191 excluye a la generación de energía a partir de fuentes renovables de los límites impuestos a la suscripción de contratos del mercado a término, y, en tal contexto, el ex MEyM emitió la Resolución N° 281/2017 (“ Resolución N° 281 ”), que reglamenta el Mercado a Término de las Energías Renovables (“ MATER ”), en el que generadores, autogeneradores, cogeneradores y comercializadores pueden celebrar contratos de abastecimiento de energía, pactando sus condiciones esenciales en un marco de autonomía y libertad contractual.

Según el Decreto N° 974/97 las operaciones de importación y exportación son realizadas a través del Sistema de Transporte de Energía Eléctrica de Interconexión Internacional (TEII), un servicio público sujeto a la concesión otorgada, actualmente, por la SE. La SE, otorgará concesiones para la construcción y explotación o únicamente para la explotación de Sistemas TEII.

Todas las operaciones de importación o exportación realizadas en el mercado a término requieren la autorización previa de la SE.

Transporte de Energía Eléctrica

La energía eléctrica es transportada desde los puntos de entrega de los generadores hasta los puntos de recepción de los distribuidores o los grandes usuarios, según el caso, a través del sistema de transporte, propiedad de diferentes empresas de transporte que están a cargo de su operación. El transporte se divide en el sistema de transporte de extra alta tensión –operado por TRANSENER- y varios sistemas de transporte troncal de alta tensión operados por TRANSNOA, DISTROCUYO, TRANSBA, TRANSNEA, TRANSPA y C.O.T.D.T. Comahue.

Las tarifas aplicadas por las empresas de transporte de energía eléctrica incluyen un cargo de conexión, un cargo de capacidad de transporte, y un cargo por la energía efectivamente transportada. Se aplica una regulación independiente para los cargos de extensión del sistema. Las tarifas de transporte son transferidas a los clientes finales a través de los distribuidores.

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Distribución de Electricidad

Los distribuidores suministran energía eléctrica a los clientes finales en un área determinada. Si bien los contratos de concesión de los distribuidores no contienen requisitos específicos de inversión, los distribuidores tienen la obligación de conectar nuevos clientes y satisfacer cualquier incremento en la demanda de electricidad.

Cada empresa de distribución opera bajo un contrato de concesión suscripto con el gobierno federal o un gobierno provincial, según el caso, que establece, entre otras cuestiones, su área de concesión, la calidad del servicio que debe prestar, las tarifas que puede cobrar y las características de su obligación de satisfacer la demanda. El ENRE, o el ente regulador provincial, supervisan el cumplimiento por parte de las empresas de distribución de las disposiciones de sus respectivos contratos de concesión y de la Ley de Energía Eléctrica y las leyes provinciales, según el caso, y establece un mecanismo de audiencias públicas en las que pueden presentarse y resolverse quejas contra las empresas de distribución.

De acuerdo con la Ley de Energía Eléctrica, las tarifas aprobadas por el ENRE que cobren los distribuidores a los clientes finales contemplarán los costos asociados con la operación y el mantenimiento de las redes, costos de energía adquirida en el mercado y el retorno de sus bases de activos.

Emergencia del Sistema Eléctrico

El 15 de diciembre de 2015, el Poder Ejecutivo Nacional declaró la emergencia del sistema eléctrico hasta el 31 de diciembre de 2017. De acuerdo con el Decreto N° 134/2015, el Ministerio de Energía se encontraba facultado para:

elaborar, poner en vigencia e implementar un programa de acciones que sean necesarias en relación con los segmentos de generación, transporte y distribución con el fin de adecuar la calidad y seguridad del suministro eléctrico y garantizar la prestación de los servicios públicos de electricidad en condiciones adecuadas, y
coordinar un programa de racionalización del consumo u otras medidas que se requieran en colaboración con otros organismos dentro de la administración pública federal.

En el marco de esta declaración de emergencia, el ex MEyM dictó las Resoluciones N° 6/2016 y 7/2016.

A partir de la sanción del Decreto N° 80l/2018, las funciones del ex MEyM fueron continuadas por el ex Ministerio de Hacienda y, a partir de la emisión del Decreto N° 7/2019, todas las competencias relativas a la política nacional en materia energética fueron centralizadas en el Ministerio de Desarrollo Productivo. Finalmente, a partir de la emisión del Decreto N° 706/2020, las competencias relativas a la política nacional en materia energética fueron traspasadas al Ministerio de Economía.

Si bien la emergencia declarada por el Decreto N° 134/2015 finalizó a fines de 2017, el 20 de diciembre de 2019, se sancionó la Ley de Solidaridad, que declaró nuevamente la emergencia pública en materia tarifaria y energética, y extendió tal declaración al campo económico, financiero, fiscal, administrativo, previsional, sanitario y social, delegando en el Poder Ejecutivo Nacional una variedad de facultades para cumplir con los objetivos previstos en la norma.

Entre ellas, la Ley de Solidaridad facultó al Poder Ejecutivo Nacional a mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, y a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de ciento ochenta (180) días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020. Asimismo, se invitó a las provincias a adherir a esta política.

Por medio del Decreto N° 311/2020, el Poder Ejecutivo dispuso que la prohibición a las empresas prestadoras de los servicios de energía eléctrica (entre otros servicios) de suspender o cortar los servicios en caso de mora o falta de pago de hasta siete (7) facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1° de marzo de 2020 (posteriormente modificado a seis (6) facturas). Dicha medida es de aplicación con respecto a: beneficiarios de la Asignación Universal por Hijo (AUH) y la Asignación por Embarazo; beneficiarios de Pensiones no Contributivas que perciban ingresos mensuales brutos no superiores a DOS (2) veces el Salario Mínimo Vital y Móvil; usuarios inscriptos en el Régimen de Monotributo Social; jubilados y pensionados; trabajadores en relación de dependencia que perciban una remuneración bruta menor o igual a DOS (2) Salarios Mínimos Vitales y Móviles; Trabajadores monotributistas inscriptos en una categoría cuyo ingreso anual mensualizado no supere en DOS (2) veces el Salario Mínimo Vital y Móvil; Usuarios que perciben seguro de desempleo; electrodependientes, beneficiarios de la Ley N° 27.351; usuarios incorporados en el Régimen Especial de Seguridad Social para Empleados de Casas Particulares (Ley N° 26.844); exentos en el pago de ABL o tributos locales de igual naturaleza; las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas (MiPyMES), conforme lo dispuesto por la Ley N° 25.300 afectadas en la emergencia; las Cooperativas de Trabajo o Empresas Recuperadas inscriptas en el INSTITUTO NACIONAL DE ASOCIATIVISMO Y ECONOMÍA SOCIAL (INAES) afectadas en la emergencia; las instituciones de salud, públicas y privadas afectadas en la emergencia; las Entidades de Bien Público que contribuyan a la elaboración y distribución de alimentos en el marco de la emergencia alimentaria.

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El 19 de junio de 2020, por medio del Decreto N° 543/2020, el Poder Ejecutivo prorrogó el congelamiento de tarifas por 180 días adicionales, a contar desde el vencimiento del plazo anterior. Todo esto, con el objetivo de reducir la carga tarifaria real sobre los hogares y las empresas para el año 2020.

El 16 de diciembre de 2020, por medio del Decreto N° 1020/2020, se dispuso el inicio a la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad. El plazo de la renegociación no podrá exceder de dos (2) años desde el dictado el referido Decreto.

Asimismo, con fecha 19 de enero de 2021, a través de las Resoluciones N° 16/2021 y 17/2021, el ENRE dio formal inicio al procedimiento de adecuación transitoria de las tarifas de los servicios públicos de distribución y transporte de energía, con el objetivo de establecer un Régimen Tarifario de Transición, hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo Renegociación. A tal fin, convocó a las empresas EDENOR S.A., EDEDUR S.A., TRANSENER S.A., TRANSBA S.A., TRANSPA S.A., TRANSCO S.A., TRANSNEA S.A., TRANSNOA S.A., DISTROCUYO S.A., y al Ente Provincial de Energía del Neuquén.

Precios

Precio Estacional

El precio efectivo pagado por los distribuidores por la compra de electricidad debe ser establecido por la SE mediante un sistema de previsión estacional en forma semestral, calculado en función de las proyecciones de la oferta y la demanda de electricidad realizadas por CAMMESA, y diseñado con el objeto de reflejar las variaciones y los valores del Precio Spot. Dicho precio se conoce como el “precio estacional” y está basado en una estimación del Precio Spot promedio ponderado que sería pagado por el próximo generador que entrara en línea para satisfacer un incremento teórico de la demanda (costo marginal), así como los costos relacionados con la falla del sistema y con varios otros factores. CAMMESA utiliza modelos de optimización y una base de datos estacional para determinar los precios estacionales, y consideraría tanto el suministro como la demanda de energía previstos, incluso la disponibilidad prevista para generar capacidad, las importaciones comprometidas y las exportaciones de electricidad y los requerimientos de las distribuidoras y los grandes usuarios. Sin embargo, a partir de 2002, estos valores fueron fijados por la SE, con independencia del Precio Spot y las proyecciones de la oferta y la demanda.

Las modificaciones del marco regulatorio introducidas a partir del 2002, debido a la emergencia declarada por la Ley N° 25.561, dieron origen a cambios significativos en los precios estacionales cobrados a los distribuidores en el MEM, incluida la implementación de una escala de precios organizada por nivel de consumo del cliente (que varía de acuerdo con la categoría del cliente) cobrados por CAMMESA a las distribuidoras a un precio significativamente inferior al precio spot cobrado por los generadores.

La situación descripta anteriormente ha llevado a un déficit permanente del precio estacional con respecto al valor correspondiente del Precio Spot. Esta circunstancia ha definido un déficit creciente del Fondo de Estabilización que ha sido absorbido por el gobierno argentino a través de subsidios desde el año 2001.

Como resultado del déficit del Fondo de Estabilización, el gobierno argentino, mediante Resolución de la SE N°406/2003, estableció un orden de prioridad para la consolidación de deuda a favor de los acreedores del MEM: a) las sumas que le correspondieran como créditos pendientes de pago al fondo unificado creado por la Ley de Energía Eléctrica; b) los ingresos mensuales asignables a los fondos y cuentas del MEM; c) los saldos adeudados a los agentes del MEM una vez abonados los conceptos remunerativos establecidos en los incisos d), e) y f) a continuación; 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 en función de los costos variables de producción declarados y aprobados para los productores con 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 promedio establecido en el Anexo 26 de los Procedimientos de CAMMESA más la totalidad de los cargos de transporte correspondientes; (iii) la remuneración correspondiente a los transportistas de energía eléctrica; (iv) los montos adeudados a prestadores adicionales de la función técnica de transporte no distribuidores; y f) los compromisos asumidos en relación con los Anexos II, III, IV de la Resolución de la SE N° 01/2003.

Mediante la Resolución N° 6/2016, el ex Ministerio de Energía reconoció el desfasaje entre los costos reales y los precios vigentes. No obstante, por razones de política social, el referido Ministerio fijó un nuevo precio estacional para el MEM a un precio igualmente menor al costo real de suministro.

En la Resolución N° 6/2016 se apuntó a avanzar en la implementación gradual de un programa de estandarización de las diferentes variables macroeconómicas, promoviendo el uso razonable y eficiente de la electricidad, y garantizando las

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condiciones adecuadas para la incorporación de la inversión privada en las diferentes actividades y los segmentos del sector.

Sucesivamente, el Poder Ejecutivo continuó con la fijación de precios estacionales para el MEM, a través de una serie de resoluciones y disposiciones, incluyendo: Resolución N° 22/2016 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica (“ SEE ”), Resolución SEE N° 41/2016, Resolución SEE N° 384 E/2016, Resolución SEE N° 20 E/2017, Resolución SEE N° 256 E/2017, Resolución SEE N° 979 E/2017, Disposición N° 44/2018 de la Subsecretaría de Energía Eléctrica (“ SSEE ”), Disposición SSEE N° 75/2018, Disposición SSEE N° 97/2018 y las Resoluciones N° 14/2019 y N° 38/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico.

Fondo de Estabilización: Reglamentaciones y Legislación Post Crisis Energética

El Fondo de Estabilización fue diseñado para absorber diferencias estacionales entre compras realizadas por los distribuidores a precios estacionales y los pagos a los generadores por venta de energía a Precio Spot. Cuando el Precio Spot es inferior al precio estacional, el Fondo de Estabilización crece, mientras que si el precio estacional es inferior al Precio Spot, el Fondo de Estabilización se reduce. El saldo de pago pendiente del fondo refleja en cualquier momento la diferencia acumulada entre el precio estacional y el precio de la energía horario en el mercado spot. El Fondo de Estabilización debe mantener un monto mínimo para afrontar los pagos realizados por los generadores cuando los precios del mercado spot durante un trimestre particular superan el precio estacional.

Conforme se mencionó anteriormente, luego de la crisis del 2001 y en el marco de la Ley de Emergencia, se han implementado importantes reformas en el marco regulatorio del MEM, con el objeto de implementar controles de precios en el mercado spot, maximizando a la vez la capacidad de suministro de energía a fin de satisfacer la creciente demanda, en una situación especial de escasez de gas natural para abastecer la demanda doméstica.

A tal fin, la SE dictó la Resolución N° 240/2003, que estableció criterios que se utilizaron para fijar el precio spot en el MEM abonado a las empresas de generación de energía eléctrica, sin modificar los precios estacionales pagados por los usuarios finales. A modo de ejemplo, algunos resultados de la Resolución N° 240/2003, en el marco de la Ley de Emergencia, incluyeron:

la denominación en pesos del precio spot pagado por las empresas de generación;
la implementación de precios máximos en el mercado spot pagados a las empresas de generación establecidos en Ps.120 por MWh; y
la falta de actualización de las tarifas por el servicio público de distribución de energía eléctrica, que da lugar a precios estacionales más bajos en comparación con el precio en el mercado spot de la energía eléctrica.

En tal sentido, el Fondo de Estabilización se vio afectado por las modificaciones del precio estacional y el precio spot introducidas por la Ley de Emergencia y la Resolución N° 240/2003, que generaron importantes déficits. Al 31 de diciembre de 2010, el déficit del Fondo de Estabilización ascendía a aproximadamente Ps.37.000 millones. Este déficit fue financiado por el gobierno argentino mediante préstamos otorgados a CAMMESA, pero continúa siendo insuficiente para cubrir las diferencias entre el precio spot y el precio estacional.

Conforme se mencionó anteriormente, la diferencia entre el precio estacional cobrado a los usuarios finales y el Precio Spot pagado a las empresas generadoras es absorbida por el gobierno argentino a través de subsidios otorgados al Fondo de Estabilización y por los generadores que acumularon acreencias contra CAMMESA. Como resultado del déficit del Fondo de Estabilización, el gobierno argentino, mediante Resolución de la SE N° 406/2003 entre otras medidas, estableció un orden de prioridad de pago para que CAMMESA distribuya fondos cobrados por ventas de energía eléctrica.

Remuneración de la generación de electricidad

La Resolución N° 95 de la SE, publicada en el Boletín Oficial el 26 de marzo de 2013, estableció un nuevo régimen general que reemplazó el esquema remunerativo vigente para todo el sector de generación de energía eléctrica (generadores, autogeneradores y cogeneradores) (los “ Generadores Comprendidos ”), a excepción de: (i) generadores de centrales hidroeléctricas binacionales y nucleares; y (ii) la potencia y/o energía regida por los contratos regulados por la SE que contienen una remuneración diferencial bajo las Resoluciones de la SE N° 1193/05, 1281/06, 220/07, 1836/07, 200/09, 712/09, 108/11, 137/11, así como cualquier otro contrato de energía que posea un régimen remunerativo diferencial establecido por la SE (i.e. los contratos de abastecimiento celebrados en el marco del Programa RenovAr, el cual se describe debajo).

Cada generador podía optar por ingresar al nuevo esquema, previa renuncia de todo reclamo administrativo y/o judicial que hubiese realizado contra el Estado Nacional, la SE y/o CAMMESA, referente al “Acuerdo para la Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación

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2008-2011” y/o la Resolución N° 406/2003 de la ex SE. Asimismo, cada agente generador debía comprometerse a renunciar a realizar reclamos administrativos y/o judiciales contra el Estado Nacional, la SE y/o CAMMESA referentes al Acuerdo antes mencionado y a la Resolución N° 406/2003.

Los generadores excluidos del régimen de la Resolución N° 95, o que no cumplieran con el requerimiento de la renuncia, serían remunerados conforme el régimen establecido en la Resolución N° 240/2003 de la SE.

Adicionalmente, el artículo 8 de la Resolución N° 95 determinó que, con el objeto de optimizar y minimizar los costos del abastecimiento de combustibles a las centrales del MEM, la gestión comercial y el despacho de combustibles quedó centralizado en el organismo encargado del despacho (CAMMESA). A partir de la fecha de publicación de la Resolución N° 95, a medida que las relaciones contractuales entre los agentes del MEM y sus proveedores de combustibles e insumos asociados se fueran extinguiendo, CAMMESA dejará de reconocer tales costos asociados a la operación.

Sin perjuicio de ello, a través de la Resolución N° 70/2018 emitida por la ex Secretaría de Gobierno de Energía, se habilitó a los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM a procurarse el abastecimiento de combustible propio para la generación de energía eléctrica. Los costos de generación con combustible propio se valorizarán de acuerdo al mecanismo de reconocimiento de los Costos Variables de Producción reconocidos por CAMMESA.

Respecto de los agentes que no hicieran o no pudieran hacer uso de esta facultad, CAMMESA continuaría con la gestión comercial y el despacho de combustibles en los términos de la Resolución N° 95, o acordados en regímenes especiales.

Sin embargo, a raíz del dictado de la Resolución N° 12/2019 del Ministerio de Desarrollo Productivo, la Resolución N° 70/2018 fue derogada, y la vigencia del artículo 8 de la Resolución N° 95 fue reestablecida.

El régimen remunerativo de la Resolución N° 95 comprendió tres conceptos:

Remuneración de Costos Fijos de los Agentes Generadores Comprendidos: tiene en cuenta y remunera la potencia puesta a disposición en las horas de remuneración de la potencia. La remuneración está sujeta al cumplimiento de una “disponibilidad objetivo”, equivalente a la disponibilidad promedio por tecnología de los últimos tres años calendarios y la disponibilidad media histórica de cada unidad. La remuneración que recibirá el agente generador, de acuerdo con el grado de cumplimiento de la disponibilidad objetivo, hace distinción entre las tecnologías térmica convencional e hidroeléctrica. La Resolución N° 95 establece que en los casos en que la remuneración de costos fijos no pueda obtenerse por incumplimiento de los parámetros de la disponibilidad objetivo, en ningún caso esta remuneración no podrá ser inferior a $12 /MW-hrp.
Remuneración de Costos Variables (no combustibles) de los Agentes Generadores Comprendidos: se establecen nuevos valores que reemplazan a la remuneración de los costos variables de mantenimiento y otros costos variables no combustibles. Su cálculo es mensual y será en función de la energía generada por tipo de combustible.
Remuneración Adicional de los Agentes Generadores Comprendidos: a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2013, será remunerado conforme a los valores y la distribución indicada en el anexo III de la Resolución N° 95. Una porción de esta remuneración será liquidada a los Generadores Comprendidos en forma directa, y la otra porción será destinada a un nuevo fideicomiso para ser reinvertido en la financiación de nuevos proyectos de infraestructura en el sector eléctrico. Esta remuneración se determina mensualmente, y su cálculo será en función de la energía total generada.

Asimismo, el artículo 9 de la Resolución Nº 95 determinó la suspensión transitoria de la incorporación de nuevos contratos en el mercado a término del MEM, e impuso que una vez finalizados los preexistentes al dictado de la Resolución N° 95, sería obligación de los grandes usuarios del MEM adquirir su demanda de energía eléctrica a CAMMESA, conforme las condiciones establecidas por la SE a tal efecto.

Con fecha 20 de agosto de 2013, la SE, mediante la Nota S.E. N° 4858/13, instrumentó un mecanismo de prioridad de pago, instruyendo a CAMMESA a seguir determinados lineamientos. CAMMESA debía contabilizar los montos que, por implementación del artículo 9 de la Resolución N° 95, percibía directamente de los grandes usuarios del MEM por su demanda abastecida. Estos montos debían destinarse de manera prioritaria a cubrir la remuneración de los agentes generadores bajo el siguiente esquema: a cubrir en primera medida los costos fijos, luego los costos variables y en última instancia la remuneración adicional directa.

En lo que respecta a la generación de energía eléctrica a través de recursos renovables, la Ley Nº 27.191 excluyó la aplicación de las regulaciones que limitan la ejecución de contratos del mercado a término, y en función de ello, se emitió la Resolución N° 281, que creó el Mercado a Término de las Energías Renovables (el cual se describirá debajo).

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El 23 de mayo de 2014, fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 529/14 dictada por la SE (la “ Resolución Nº 529 ”), que estableció una actualización de los valores de los conceptos remuneratorios fijados en la Resolución Nº 95 para todos los Generadores Comprendidos.

Adicionalmente, la Resolución Nº 529 incorporó un nuevo esquema de remuneración de mantenimientos no recurrentes (la “ remuneración de mantenimientos no recurrentes ”) aplicable a la generación de origen térmico, que se determina mensualmente y es calculado en función de la energía total generada.

Por otra parte, se introdujo un cambio en la metodología del esquema de remuneración de costos fijos de los agentes generadores térmicos en función de su disponibilidad. Esta remuneración por costos fijos será variable, en función de la “disponibilidad registrada”, “disponibilidades objetivo de la tecnología”, “disponibilidad histórica” y la época del año.

Con fecha 17 de julio de 2015, la ex SEE emitió la Resolución Nº 482/15 (la “ Resolución Nº 482 ”) que: (i) reemplazó los Anexos I, II, III, IV y V de la Resolución Nº 529/14 (modificatoria de la Resolución Nº 95) actualizando los valores de la remuneración contemplada en dichos anexos; (ii) modificó el cálculo de los cargos variables de transporte aplicable a los generadores hidroeléctricos y renovables; (iii) incorporó un concepto adicional denominado “Recursos para Inversiones del FONINVEMEM 2015-2018”; (iv) incorporó un concepto remuneratorio denominado “Remuneración Directa FONINVEMEM 2015-2018” aplicable a las unidades que se instalen en el marco del FONINVEMEM 2015-2018; (v) creó un nuevo régimen de contribuciones específicas para generadores involucrados en proyectos de inversión aprobados por la SE y un nuevo régimen de incentivos para la producción de energía y eficiencia operativa para los Generadores Comprendidos;

La ex SEE modificó el esquema de remuneración establecido por la Resolución Nº 482 a través del dictado de la Resolución Nº 22/16.

El esquema de remuneración establecido por la Resolución N° 22/2016 quedó sin efecto a raíz del dictado de la Resolución SEE Nº 19/17. Ésta última, fijó un esquema remunerativo en Dólares Estadounidenses.

La Resolución SEE N° 19/2017 fue posteriormente derogada y sustituida por la Resolución N° 1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (“ Resolución N° 1 ”), que mantuvo un esquema remunerativo valuado en Dólares Estadounidenses.

Finalmente, la Resolución N° 1 fue modificada por la Resolución N° 31/2020 de la SE, publicada en el Boletín Oficial el 27 de febrero de 2020 (“ Resolución N° 31 ”). La Resolución N° 31 se destacó por establecer un esquema remunerativo valuado en pesos argentinos, dejando atrás la valuación en Dólares Estadounidenses.

Cabe destacar que la Resolución 31, en su Anexo VI, prevé un mecanismo de actualización de los valores establecidos en pesos argentinos. Sin embargo, este mecanismo de actualización fue suspendido hasta nueva decisión, en virtud de la nota NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, emitida por la Secretaría de Energía con fecha 8 de abril de 2020.

Se encuentran exceptuados del régimen de la Resolución N° 31 aquellos agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM con unidades generadoras con potencia comprometida en el marco de contratos centralizados destinados al abastecimiento de la demanda del MEM (Contratos de Abastecimiento MEM), cuya energía eléctrica producida sea destinada al cumplimiento de los citados contratos.

El 21 de mayo de 2021 la Secretaría de Energía emitió la Resolución No. 440/2021 que modifica la Resolución 31/2021 aumentando los precios fijados en pesos argentinos en un 29%. Estableció que para la aplicación de la Resolución No. 440, cada agente generador de MEM deberá remitir nota a CAMMESA, dentro de los 30 días naturales siguientes a la publicación de la Resolución No. 440, expresando plena e incondicionalmente a satisfacción de CAMMESA la renuncia a cualquier reclamo administrativo o proceso judicial en curso contra el gobierno argentino, la SE y / o CAMMESA, relacionado con el artículo 2 de la Resolución No. 31, así como la renuncia a presentar cualquier reclamo administrativo y / o judicial contra el gobierno argentino, la SE y / o CAMMESA en el futuro, en relación con ella.

Si la presentación se realiza dentro de los 30 días naturales mencionados, los nuevos valores de retribución se aplicarán con liquidación retroactiva a febrero de 2021, sin embargo, si la presentación se realiza una vez vencido el plazo indicado, se aplicarán los nuevos valores de retribución a partir de la transacción del mes que la nota es presentada. En el caso de que el agente generador no presente la nota de desistimiento, la liquidación de la venta se realizará con los valores de remuneración vigentes antes de la sanción de la Resolución No. 440.

El día 17 de junio de 2021 la subsidiaria Genneia Desarrollos presentó nota de desistimiento dentro del plazo de 30 días naturales.

Con el fin de poder garantizar el abastecimiento de la energía adicional con fines de exportación y preservar la disponibilidad de los Agentes Generadores, con fecha 31 de octubre de 2021, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 1037/2021 que establece un reconocimiento adicional y transitorio en la remuneración a los Agentes Generadores

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comprendidos en la Resolución Nº 440 de la Secretaría de Energía, entre los cuales se encuentra la Sociedad, que abarcará las transacciones económicas comprendidas entre el 1º septiembre de 2021 y hasta el 28 de febrero de 2022, y que será definido por dicha Secretaría mediante las instrucciones regulatorias correspondientes.

Esquema Remunerativo Actual – Resolución N° 31

La Resolución N° 31 reemplazó los Anexos I, II, III, IV and V, de la Resolución N° 1, y derogó su artículo 8, estableciendo nuevos precios para la energía y la potencia entregadas en el mercado spot para los Generadores Habilitados (unidades de generación sin contrato de abastecimiento).

La Resolución N° 31, así como la Resolución N° 1 y su antecesora, la Resolución N° 19/2017, estableció una remuneración específica para generadores térmicos que ofrecían disponibilidad garantizada ofrecida (DIGO) a CAMMESA. La remuneración DIGO, así como la oferta de potencia disponible (DIGO) depende de la época del año: verano (diciembre, enero y febrero), invierno (junio, julio, agosto) y el resto (marzo, abril, mayo, septiembre, octubre, noviembre).

Adicionalmente, la Resolución N° 31 introdujo un nuevo criterio remunerativo, considerando las primeras 25 (HMRT-1) y las segundas 25 (HMRT-2) horas de máximo requerimiento térmico (“HMRT”) de cada mes, fijando asimismo una distinción entre los períodos de verano, invierno, y el resto de los meses.

Todos los precios remunerativos se establecen en pesos argentinos, con un parámetro de ajuste mensual, que tiene en cuenta los índices IPIM e IPC según lo establecido en la siguiente fórmula:

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En donde:

IPIM: Índice de Precios Internos al Por Mayor, publicado por el INDEC (Instituto Nacional de Estadísticas y Censos)

IPC: Índice de Precios al Consumidor, publicado por el INDEC (Instituto Nacional de Estadísticas y Censos)

La metodología de remuneración para los generadores en el mercado spot establecida en la Resolución N° 31 es la siguiente:

Remuneración de Generadores Habilitados Térmicos :

Los generadores térmicos recibirán un pago por potencia disponible mensual, la energía generada, la energía operada y la energía generada durante HMRT.

a) Pago por potencia disponible mensual

a.1) Precio Base de la Potencia para generadores que no ofrecen DIGO


Precio Mínimopor Potencia
Tecnología	PrecBasePot
	$/MW-mes
CC Grande > 150 MW	100.650
CC Chico <= 150 MW	112.200
TV Grande > 100 MW	143.550
TV Chico <= 100 MW	171.600
TG Grande > 50 MW	117.150
TG Chico <= 50 MW	151.800
Motores Combustión Interna >42MW	171.600

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a.2) Precio para la Potencia Garantizada Ofrecida DIGO, para generadores ofreciendo DIGO.


Precio Potencia Garantizada Ofrecida DIGO
Tecnología	PrecPotDIGO
	Invierno./Verano.	Resto
	$/MW-mes	$/MW-mes
CC Grande > 150 MW	360.000	270.000
CC Chico <= 150 MW	360.000	270.000
TV Grande > 100 MW	360.000	270.000
TV Chico <= 100 MW	360.000	270.000
TG Grande > 50 MW	360.000	270.000
TG Chico <= 50 MW	360.000	270.000
Motores de Combustión Interna <=42MW	420.000	330.000

a.3) Factor de Uso (FU):

El FU afecta la remuneración por potencia y es determinado en base a la relación entre la Energía Operada y la Potencia Disponible Actual en los últimos 12 meses previo al mes relevante, sin considerar las horas de mantenimiento autorizadas por CAMMESA.

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En donde

GenopAñoMóvm : es la energía operada total de la unidad generadora “g” en el año móvil previo al del mes “m” de emisión del DTE.

hs año móvil : horas totales en el año móvil previo al del mes “m” de emisión del DTE.

DRPg.m.prom : es la Disponibilidad Real de Potencia, promedio de la unidad generadora “g” en el año móvil previo al del mes “m” de emisión del DTE.

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En donde

kFM: número de horas fuera de períodos de mantenimiento (autorizados por CAMMESA) dividido por el número de horas en el mes.

a.4) Disponibilidad Real de Potencia (DRP), para generadores que no ofrecen DIGO:

REM BASE [$/month] = PrecBasePot * DRP [MW] * kFM

Ajuste por FU a REM BASE Si FU < 30% REM TOT ($/mes) = REM BASE * 0.6 Si 30 %<= FU < 70% REM TOT ($/mes) = REM BASE * (FU + 0.3) Si FU >= 70% REM TOT ($/month) = REM BASE

a.5) Remuneración de Disponibilidad de Potencia Garantizada Ofrecida para los Generadores Habilitados Térmicos que si declaren DIGO:

Si DRP ≥ DIGO entonces REM DIGO [$/mes] = (DRP – DIGO) [MW] * kFM * PrecMinPot + DIGO [MW] * kFM * PrecPotDIGO Si DRP < DIGO entonces REM DIGO [$/mes] = MAX {REM BASE; DRP [MW] * kFM * PrecPotDIGO * DRP / DIGO}

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Ajuste por FU a REM DIGO Si FU < 30% REM TOT ($/mes) = REM DIGO * 0.6 Si 30 %<= FU < 70% REM TOT ($/mes) = REM DIGO * (FU + 0.3) Si FU >= 70% REM TOT ($/mes) = REM DIGO

El siguiente gráfico muestra el efecto del FU sobre la Remuneración por Disponibilidad de Potencia

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b) Remuneración por Energía Generada y Operada para centrales térmicas .

b.1) La remuneración por Energía Generada debe cubrir los costos de O&M y depende del tipo de combustible utilizado. Los precios por Energía Generada pueden verse en el siguiente cuadro:

Tecnología/Escala		Energía Generada(O&M)	Energía Generada(O&M)
	Gas Natural	Fuel Oil/Gas Oil	BioComb	Carbón Mineral
	$/MWh	$/MWh	$/MWh	$/MWh
CCgrande > 150 MW	240	420	600	0
CC chico <= 150 MW	240	420	600	0
TVgrande > 100 MW	240	420	600	720
TV chica <= 100 MW	240	420	600	720
TGgrande > 50 MW	240	420	600	0
TG chica <= 50 MW	240	420	600	0
Motores Combustión Interna <=42MW	240	420	720	0

b.2) La Energía Operada tiene una remuneración de 84 $/MWh para cualquier tipo de combustible, y aplica en adición a la potencia rotante a lo largo del mes.

Cuando la unidad de generación se encuentre despachada fuera del despacho óptimo por razones operativas no atribuibles a generación forzada por requerimientos de transporte, de control de tensión o de seguridad, se reconocerá como remuneración por energía operada considerando a esta igual al 60% de la potencia neta instalada, independientemente de la energía entregada por la unidad de generación, más la potencia rotante calculada como la diferencia entre la potencia neta instalada disponible y la energía generada.

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c) Remuneración por Horas de Máximo Requerimiento Térmico (“HMRT”) para generadores térmicos :

c.1) Esta remuneración aplica a la potencia entregada promedio durante las 25 horas de HMRT en el mes relevante, antes definidas como HMRT-1 y HMRT-2.

El precio de remuneración “PrecPHMRT” es $/MW 37.500, y es afectado por un factor estacional FRPHMRT, como se indica en el cuadro a continuación:

HMRT		FRPHMRT	FRPHMRT
	Verano	Otoño	Invierno	Primavera
HMRT-1	1,2	0,2	1,2	0,2
HMRT-2	0,6	0	0,6	0

La remuneración durante HMRT RemPHMRT para las centrales térmicas se determina:

RemPHMRT = Potgemhrt1 * PrecPHRT * FRPHMRT1 + Potgemhrt2 * PrecPHRT * FRPHMRT2 donde

Potgemhrt1: potencia generada media durante HMRT-1.

Potgemhrt2: potencia generada media durante HMRT-2.

Mediante la Nota Administrativa NO-2020-24910606-APN-SE#MDP emitida por la Secretaría de Energía cursada el 8 de abril de 2020 se estableció posponer hasta nueva decisión la aplicación del Anexo VI de la resolución 31/2020 de la Secretaría de Energía, el cual establece la actualización de los precios mensualmente.

A partir de febrero del 2022, la Resolución SE 440/21 incrementa aproximadamente un 29% la remuneración de los generadores que venden al mercado spot, retroactivo a febrero 2021. Establece las nuevas tarifas en $ y sin ajustes mensuales. Los Generadores deben renunciar a realizar reclamos legales para acceder al incremento de las tarifas.

Remuneración otras tecnologías de remuneración en el mercado spot

A la energía generada por centrales de generación habilitadas que funcionan a partir de fuentes energéticas no convencionales, tales como eólica, solar fotovoltaica, biomasa y biogás, se le reconocerá un precio de energía no convencional (PENC) establecido en 1680$/MWh

La Remuneración en pesos argentinos de la Energía Generada No Convencional Mensual se obtiene por la integración horaria en el mes de la Energía Generada por el generador.

Programa de Energía Distribuida

En enero de 2007, la SE emitió la Resolución N°220/2007, que habilitó la celebración de Contratos MEM entre el MEM (representado por CAMMESA) y los generadores (que no fueran agentes del MEM a la fecha de la resolución o no tuvieran el equipo de generación a utilizarse) que aporten una nueva oferta de generación y disponibilidad de potencia al sistema a través de proyectos seleccionados por el Ministerio de Planificación o en los que participe el gobierno argentino y/o ENARSA (hoy IEASA).

Conforme se describió anteriormente, la Resolución N° 220/07 estaba excluida del régimen general contemplado en la Resolución N° 95. Por lo tanto, el régimen establecido por la Resolución N°220/07 permanece vigente únicamente para los contratos que prevén un régimen remunerativo diferencial de acuerdo con esta resolución.

La Resolución N° 220/2007 establecía que los contratos celebrados en el marco del Programa de Energía Distribuida tendrían un plazo máximo de vigencia de 10 años, y que las centrales correspondientes generarán en la medida que resulten despachadas por CAMMESA.

La resolución establece asimismo que las ofertas de los proyectos deberían presentarse en la SE e incluir la siguiente información: (i) unidades a ser habilitadas y que asumirán el compromiso; (ii) disponibilidad garantizada de las unidades; (iii) duración ofertada del contrato de abastecimiento; (iv) disponibilidad de potencia comprometida para todo el período ofertado; y (v) desagregación de los costos fijos y variables, y en particular los correspondientes al financiamiento, y documentación respaldatoria de dicha desagregación.

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La potencia y la energía suministrada recibían una remuneración mensual calculada en base a la anualidad de los costos de instalación y/o los métodos de cálculo y los costos fijos y variables reflejados en el Contrato MEM correspondiente, que son determinados y reconocidos por la SE en ocasión de la aceptación de las ofertas de los proyectos correspondientes.

Dichos costos podrán ser revisados por la SE siempre que cualquiera de sus componentes se vea alterado en forma significativa a fin de asegurar que dichos costos sean cubiertos por el precio establecido en el contrato de abastecimiento correspondiente.

La Resolución N°220/2007 estableció asimismo que, en la medida que permanezca aplicable la Resolución de la de la SE N°406/2003, las obligaciones de pago bajo los Contratos MEM celebrados en el marco del Programa de Energía Distribuida se benefician de la prioridad establecida en el Artículo 4(e) de dicha resolución. Asimismo establece que en el caso de una modificación regulatoria en el orden de prelación mencionado, las obligaciones de pago bajo dichos contratos de abastecimiento tendrán como mínimo el mismo nivel de prioridad reconocido a los costos operativos de las empresas de generación térmica. En otras palabras, la recuperación de costos asociados a los contratos de abastecimiento celebrados en el marco del Programa de Energía Distribuida tendrá, al menos, la misma prioridad que la recuperación de, por ejemplo, los costos del combustible utilizado para generación de energía eléctrica ya instalada.

Mediante Resolución N°1.836/2007, la SE instruyó a CAMMESA a suscribir con ENARSA los Contratos MEM en el marco del Programa de Energía Distribuida correspondientes a emplazamientos a ser comunicados en cada caso, aprobando el modelo de contrato a suscribir y disponiendo que las condiciones particulares de cada contrato de abastecimiento deberían ser aprobadas por la SE.

Dentro del marco del Programa de Energía Distribuida, ENARSA convocó a la Licitación N°1/2007 y el Concurso de Precios N°1/2008, y Licitación N°2/2007. La Sociedad resultó adjudicataria de los contratos de suministro de 273 MW del Programa de Energía Distribuida, véase “ Información sobre la Sociedad—Generación de Energía. ”

Nueva Capacidad de Generación de Energía Eléctrica: Resolución N°21/2016

En el marco del Decreto N° 134/2015, el ex MEyM reconoció la necesidad de incorporar nueva capacidad de generación térmica. En este contexto, el 22 de marzo de 2016, mediante Resolución N° 21/2016, la ex SEE llamó a una licitación pública para la instalación de nueva capacidad de generación y producción de electricidad para el verano 2016/2017, invierno 2017 y verano 2017/2018.

El 14 de junio de 2016, mediante Resolución N° 155/2016, la ex SEE anunció las empresas que resultaron adjudicatarias bajo esta licitación y autorizó a CAMMESA suscribir los contratos de demanda mayorista pertinentes con empresas adjudicadas

En este contexto, por instrucción regulatoria de la ex SEE, CAMMESA a invitó a mejorar los precios a cada una de las empresas cuyas ofertas habían sido consideradas admisibles, pero no adjudicadas a través la Resolución N°155/2016. Ello, con el objeto de evaluar la posibilidad de contratar un volumen adicional de capacidad en firme.

En consecuencia, el 14 de julio de 2016, mediante Resolución N° 216/2016, la ex SEE autorizó a CAMMESA a iniciar las negociaciones para la suscripción de los contratos de demanda mayorista con las empresas allí mencionadas.

Marco Regulatorio de las Energías Renovables en Argentina

La especial naturaleza de la matriz energética argentina presenta grandes desafíos y oportunidades a mediano y largo plazo. De acuerdo con la información más reciente publicada por CAMMESA, en el mes de diciembre de 2020, la generación de fuentes renovables en Argentina tuvo una participación del 10% en la energía del mes. El 66% correspondió a energía térmica, el 17% a energía hidráulica, y el 5% a energía nuclear.

La siguiente tabla muestra el crecimiento de la generación de fuentes renovables entre los años 2016 a 2021, y al respecto de los meses enero y febrero de 2022.

Tecnología Renovable[GWh]	Total 2016	Total 2017	Total 2018	Total 2019	Total 2020	Total 2021	ene-22	feb-22
BIOGAS	58	64	145	255	304	378	35	33
BIOMASA	193	243	252	299	421	750	59	54
SOLAR	14	16	108	800	1344	2196	257	245
HIDRO Renovable	1820	1696	1432	1462	1257	1186	115	92
EOLICO	547	616	1413	4996	9416	12916	1192	1054
Total	2633	2635	3351	7811	12742	17424	1658	1479

Fuente: CAMMESA – Informe Mensual – Febrero 2022.

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En los últimos años, la República Argentina ha incorporado a su agenda la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.

En el año 1998, la Ley N° 25.019 (reglamentada por el Decreto N° 1597/1999) aprobó el Régimen Nacional de Energía Eólica y Solar, declarando de interés nacional a la energía eléctrica de origen eólico y solar en todo el territorio del país, y estableciendo una serie de beneficios fiscales para proyectos de generación que utilicen las referidas fuentes de energía.

Complementariamente, mediante la sanción de la Ley N° 26.190 en diciembre de 2006, modificada y complementada por la Ley N° 27.191, ambas reglamentadas hoy por el Decreto N° 531/2016 (en conjunto, la “ Ley de Energías Renovables ”), se declaró de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables con destino a la prestación de servicio público como así también la investigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equipos con esa finalidad. La Ley de Energías Renovables estableció un objetivo claro: lograr una contribución del 20% de las fuentes de energía renovables a la matriz eléctrica argentina al 31 de diciembre de 2025.

Este régimen especial, y los contratos de abastecimiento de energías renovables celebrados con CAMMESA, están excluidos del régimen general de remuneración establecido en la Resolución N° 95, sus modificatorias y la Resolución N° 31.

Asimismo, la Ley de Energías Renovables estableció un régimen de inversiones para nuevas obras de construcción destinadas a la producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, con una vigencia de 10 años.

Los beneficiarios de este régimen podrán ser 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 renovables, aprobados por las autoridades competentes, con radicación en Argentina, cuya producción esté destinada al MEM y/o a la prestación de servicios públicos.

Las modificaciones introducidas por la Ley N° 27.191 apuntan a establecer un marco legal para incrementar las inversiones en energías renovables y promover la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica, incrementando el grado de participación de las fuentes renovables en el mercado argentino. Para tales efectos, entre otras cuestiones, la Ley:

establece un objetivo a corto y largo plazo: la generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables deberá alcanzar una participación del 8% en el consumo eléctrico del mercado para el 31 de diciembre de 2017. Este porcentaje debe incrementarse progresivamente y alcanzar una participación del 20% para el 31 de diciembre de 2025;
aumenta el límite de potencia establecido para las centrales hidroeléctricas incluidas en el régimen de fomento de 30 MW a 50 MW;
modifica y amplía los beneficios fiscales para los proyectos que reúnen los requisitos;
crea el Fondo Fiduciario para el Desarrollo de Energías Renovables (“ FODER ”). El FODER es un fideicomiso público administrado por el Banco de Inversión y Comercio Exterior (“ BICE ”), que, entre otras cosas garantiza los pagos de CAMMESA y el Estado Nacional a los Proyectos de generación de energía renovable adjudicados en el marco del Programa RenovAr. El Estado Nacional es el fiduciante, el BICE actúa como fiduciario. Las funciones principales del FODER son otorgar préstamos, realizar aportes de capital, a garantizar el pago de energía mensual debido por CAMMESA en su rol de off-taker en los contratos de abastecimiento (“ PPA ”) suscriptos en el marco del Programa Renovar, y, en caso de corresponder, pagar el precio de venta de los proyectos adjudicados en tal contexto;
establece obligaciones para los grandes usuarios y grandes demandas: los que sean clientes de los prestadores del servicio público de distribución o de los agentes distribuidores, con demandas de potencia iguales o mayores a 300 KW deberán cumplir metas graduales mediante autogeneración o la suscripción de contratos de compraventa de energía a partir de fuentes renovables. Esta compra de energía podría realizarse directamente al generador, a través de un distribuidor que adquiere la demanda de energía de un generador, un comercializador o directamente de CAMMESA.

La Ley de Energías Renovables define a las fuentes renovables de energía como aquellas fuentes de energía no fósiles, idóneas para ser aprovechadas de forma sustentable en el corto, mediano y largo plazo, incluida la energía eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica hasta 50 MW, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás y biocombustibles (con excepción de los usos previstos en la Ley N° 26.093).

Conforme se especifica en las reglamentaciones, el régimen establecido por la Ley N° 27.191:

designa al ex MEyM (actualmente la SE) como la autoridad de aplicación de la ley; crea un régimen de fomento que se aplicará a proyectos de nuevas plantas, ampliaciones o repotenciación de existentes, adquisición de

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equipos nuevos o usados, en la medida que se utilicen bienes nuevos, obras y otros servicios para el proyecto que estén directamente conectados a este último; y

establece que, las metas establecidas en la ley, serán auditadas en forma anual a partir del 31 de diciembre de 2018, con una tolerancia del 10% por usuario por año para el alcance de los objetivos de consumo de energía establecidos en la ley. La diferencia hasta un 10% en cualquier año, debe compensarse en el año siguiente y se aplicará una sanción al monto que supere el 10%. Asimismo, en caso de incumplirse la obligación de compensación, se aplicará una sanción.

El Decreto N° 531/16 determinó que los proyectos bajo las Resoluciones N° 220/2007, 712/2009 y 108/2011 podían beneficiarse del régimen de fomento establecido en la Ley de Energías Renovables si (i) no hubiesen iniciado la construcción, (ii) hubiesen sido seleccionados por la autoridad de aplicación y (iii) el contrato suscripto hubiese finalizado. Si ya hubiesen iniciado las construcciones, podrán ser beneficiarios del régimen de fomento siempre que acepten las modificaciones a los contratos celebrados que resulten necesarias para adatarlos a la Ley de Energías Renovables. La autoridad de aplicación establecerá un orden de mérito para los proyectos que hayan sido aprobados y determinará el otorgamiento de los beneficios de fomento para cada proyecto.

En base a lo descripto anteriormente, el 29 de septiembre de 2016, el ex Ministerio de Energía dictó la Resolución N° 202 - E/2016, mediante la cual, entre otras medidas:

derogó las Resoluciones SE 712/2009 (salvo por una disposición modificatoria de los Procedimientos) y 108/2011.
estableció que los contratos de abastecimiento suscriptos bajo las Resoluciones SE 712/2009 y 108/2011 en los que las centrales de generación hubieren obtenido la habilitación comercial a la fecha de publicación de la presente Resolución N° 202 –E/2016 se mantendrán en los términos contractuales establecidos oportunamente (aunque los beneficios fiscales pendientes se adaptarán a las nuevas reglamentaciones establecidas en dicha resolución).
estableció los términos y condiciones bajo los cuales los titulares de proyectos renovables con contratos suscriptos bajo la Resolución SE N° 712/2009, respecto de los cales no se hubieren suscripto las respectivas adendas, podrán acogerse a los beneficios establecidos en las Ley de Energías Renovables y suscribir nuevos contratos bajo este último régimen (en los términos establecidos en la Resolución N° 202 - E/2016).
estableció los términos y condiciones bajo los cuales los titulares de proyectos renovables con PPA suscriptos bajo la Resolución SE N° 712/2009 o la Resolución SE N° 108/2011 –con respecto a los cuales (i) se hubiese producido una causal de rescisión automática y (ii) se hubiesen realizado erogaciones de fondos asociados a las instalaciones de generación en niveles suficientes para tener por cumplido el principio efectivo de ejecución en los términos del Artículo 9 de la Ley N° 26.190 modificado por la Ley N° 27.191– podrán solicitar su incorporación al régimen establecido por la Ley de Energías Renovables a través de la suscripción de nuevos contratos de abastecimiento bajo ese régimen (en los términos establecidos en la Resolución N° 202 - E/2016).

Beneficios Fiscales otorgados por la Ley 26.190

El régimen anterior contemplaba la posibilidad de obtener la devolución anticipada de IVA correspondiente a los bienes nuevos amortizables – excepto automóviles - u obras de infraestructura incluidos en el proyecto de inversión propuesto, o alternativamente practicar en el impuesto a las ganancias la amortización acelerada de los mismos, no pudiendo acceder a los dos beneficios por un mismo proyecto:

• Devolución anticipada del IVA de los bienes nuevos amortizables u obras de infraestructura del proyecto: el IVA facturado a los beneficiarios por la compra, elaboración, fabricación o importación definitiva de bienes de capital o la realización de obras de infraestructura que les hubiera sido facturado, 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;

• Amortización acelerada de los bienes u obras de infraestructura a efectos del impuesto a las ganancias: los beneficiarios podrán practicar amortizaciones por las inversiones correspondientes a los proyectos efectuadas con posterioridad al ejercicio fiscal de habilitación del bien y conforme a los plazos que allí se establezcan. Estas amortizaciones están sujetas a un tratamiento diferenciado según el momento en que se hayan realizado: 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 contados a partir de la fecha de habilitación; y

• Los bienes afectados por la actividad promovida no integrarán la base de imposición del impuesto a la ganancia mínima presunta establecido por la Ley N° 25.063 de los bienes afectados a los proyectos iniciados bajo el régimen de la

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Ley de Energías Renovables. Este beneficio comprende los tres períodos fiscales cerrados, inclusive, con posterioridad a la fecha de puesta en marcha del proyecto respectivo. Los bienes deben estar afectados al proyecto relevante y tuvieron que haber sido adquiridos por la compañía luego de la aprobación del proyecto.

El régimen también prevé una remuneración adicional en ciertos casos adicionales, de acuerdo con el Artículo 5 de la Ley N° 25.019. En este sentido, los proyectos gozarán además de una remuneración adicional equivalente a Ps. 0,015 por KW/h pagadera a los generadores de energía proveniente de fuentes renovables, excepto en el caso de energía solar, cuyos generadores cobrarán Ps. 0,9 por KW/h. que estén destinados a la prestación de servicios públicos.

Beneficios Fiscales bajo el régimen de la Ley N° 26.190 modificada por la Ley N° 27.191

Las Leyes de Energías Renovables, junto con el Decreto N° 531/2016 y las resoluciones del ex MEyM, establecen el Régimen de Fomento de Energías Renovables destinado a incentivar el uso de fuentes de energía renovables para la producción de energía eléctrica, y que básicamente prevén los siguientes beneficios fiscales:

• Devolución anticipada del IVA y amortización acelerada en el impuesto a las ganancias, pudiendo accederse a ambos beneficios en forma simultánea, con reducción de la extensión de los beneficios en función del momento en que ocurra el principio efectivo de ejecución del proyecto;

• Extensión a diez años del período de traslado de quebrantos a ejercicios futuros. Los traslados de quebrantos originados en la actividad promovida sólo podrán compensarse con utilidades netas resultantes de la misma actividad;

• Exclusión de los bienes afectados a la actividad promovida de la base imponible del impuesto a la ganancia mínima presunta, hasta el octavo ejercicio inclusive desde el principio efectivo de ejecución de las obras del proyecto. Cabe destacar que este tributo quedó sin efecto a partir de los ejercicios fiscales que comenzaron después del 1 de enero 2019, en los términos de la Ley N° 27.260;

• Exención del impuesto de retención del 10% sobre dividendos distribuidos por empresas con derecho a acceder al régimen de promoción, en la medida en que esos dividendos se reinviertan en nuevos proyectos de infraestructura dentro del país.

Cabe destacar que posteriormente se eliminó la aplicación del impuesto de retención del 10% sobre dividendos para todas las distribuciones de dividendos realizadas en los términos de la Ley N° 27.260 (publicada en el Boletín Oficial el 22 de julio de 2016). Mediante la sanción de la ley N° 27.430 (publicada en el Boletín Oficial el 29 de diciembre de 2017) se grava nuevamente la ganancias neta de las personas humanas, sucesiones indivisas y beneficiarios del exterior derivada de los dividendos y utilidades distribuidas por las empresas que tributarán a la alícuota del 13% para los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1/01/2018 hasta el 31/12/2019 y del 7% para los ejercicios posteriores. En virtud de la sanción de la ley 27.541 (publicada en el Boletín Oficial el 23 de diciembre de 2019) se suspende la aplicación de la alícuota del 7% hasta los ejercicios que inicien a partir del 1 de enero de 2021 inclusive. Según ha trascendido recientemente, existe un proyecto de ley sujeto a discusión por parte del Congreso Nacional para prorrogar las disposiciones del artículo 48 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva para los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2021 y hasta el 31 de diciembre de 2021, inclusive.

• Certificado de crédito fiscal que podrá ser utilizado para la cancelación de obligaciones fiscales emergentes de impuestos nacionales, por el equivalente a un determinado porcentaje del componente nacional de las instalaciones electromecánicas (excluyendo obras civiles), en la medida en que el mencionado componente nacional alcance un determinado porcentaje. El certificado de crédito fiscal podrá ser cedido a terceros una sola vez. Esta cesión por única vez del certificado de crédito fiscal estará supeditada a la inexistencia de una deuda liquidada y exigible con el fisco.

• Posibilidad de negociar libremente y solicitar un incremento de la tarifa de la energía renovable para reflejar los costos adicionales derivados impuestos, tasas, contribuciones o cargos nacionales, provinciales, municipales o de CABA producidos con posterioridad a la celebración del contrato de abastecimiento de energía renovable. En el caso de contratos celebrados con CAMMESA, la solicitud deberá estar acompañada de la documentación correspondiente que acredite el incremento de costos. CAMMESA evaluará esta solicitud. El Decreto N° 531/2016, en su Capítulo V, detalla que abarca y qué excluye el concepto de “incremento fiscal”.

Se entenderá como incrementos fiscales cubiertos a los que resulten de:

a) incrementos de impuestos, tasas, contribuciones o cargos generales o no específicos o no exclusivos de la actividad existentes, por (i) ampliación de la base imponible, (ii) modificación de exenciones y/o desgravaciones y/o (iii) incremento de las alícuotas aplicables;

b) creación de nuevos impuestos, tasas, contribuciones o cargos generales o no específicos o no exclusivos de la actividad.

Queda excluido de lo dispuesto en la norma:

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a) la eliminación de la exención de los derechos aduaneros, como consecuencia del vencimiento del plazo de vigencia del beneficio (31 de diciembre de 2017);

b) la creación de tributos específicos, cánones o regalías por parte de aquellas jurisdicciones que se hubiesen adherido al régimen luego del vencimiento del plazo válido para la exención de esos tributos (31 de diciembre de 2025). Esta exención no incluye los posibles cánones a pagar por el uso de terrenos fiscales donde se puedan emplazar los proyectos;

c) la creación de tributos específicos, cánones o regalías, en cualquier momento, por parte de jurisdicciones que no se hubiesen adherido al régimen.

Los interesados en adherirse al Régimen de Promoción de Energías Renovables deberán renunciar a los beneficios previstos en regímenes anteriores en el marco de las Leyes N° 25.019 y 26.360, mientras que los proyectos que se han beneficiado de dichos regímenes solo podrán acceder al Régimen de Promoción de Energías Renovables si las obras convenidas en virtud de los contratos relevantes no hubiesen comenzado a la fecha de presentación de la solicitud.

Adhesiones al régimen de la Ley N° 26.190 modificada por la Ley N° 27.191

Las siguientes jurisdicciones en las que la Sociedad realiza generación eólica y solar adhieren al régimen de Energía Renovable:

• La Provincia del Chubut sancionó la Ley XVII N° 134 en virtud de la cual adhirió a todos los beneficios otorgados por la Ley nacional N° 27.191 y el Decreto N° 531/2016 para incentivar el desarrollo de proyectos de fuentes de energía renovables para la producción de electricidad en su provincia;

• La Provincia de Río Negro sancionó la Ley Nº 5.139 en virtud de la cual adhirió a todos los beneficios otorgados por la Ley nacional N° 27.191 y el Decreto Nº 531/2016 para incentivar el desarrollo de proyectos de fuentes de energía renovables para la producción de electricidad en su provincia;

• La Provincia de San Juan sancionó la Ley 1443-A en virtud de la cual adhirió a todos los beneficios otorgados por la Ley nacional N° 27191 y el Decreto 531/2016 para incentivar el desarrollo de proyectos de fuentes de energía renovables para la producción de electricidad en su provincia; y

• La Provincia de Buenos Aires sancionó la Ley N° 14.838, en virtud de la cual adhirió a todos los beneficios otorgados por la Ley nacional N° 27.198 y el Decreto N° 531/2016 y estableció las siguientes exenciones durante un plazo de 15 años para los siguientes impuestos;

(i) Impuestos Inmobiliarios: la exención cubre los bienes o parte de los mismos afectados a la instalación de estaciones de generación de energía obtenida a partir de energía renovable;

(ii) Impuesto de sellos para actos o contratos específicos relacionados con la actividad de generación de energía mediante fuentes renovables; y

(iii) Impuesto sobre los ingresos brutos para la actividad de generación de electricidad mediante la utilización de fuentes renovables.

Contratos de Abastecimiento con ENARSA

La Resolución N° 712/2009, aprobó el modelo de contrato a ser celebrado entre el MEM (representado por CAMMESA) y ENARSA –ahora IEASA- para el abastecimiento de energía eléctrica de fuentes renovables generada bajo los contratos adjudicados en la Licitación N° 1/2009 de ENARSA.

La Resolución N° 712/2009 también agregó el Anexo 39 y reemplazó el Anexo 40 de Los Procedimientos. En este sentido, el nuevo Anexo 39 establece los lineamientos para la generación a partir de fuentes renovables, excluyendo la energía hidroeléctrica y la eólica. EL Anexo 40 establece los lineamientos para la generación de energía eólica.

Respecto de los contratos a ser adjudicados, antes de su celebración, ENARSA debía realizar ciertos esfuerzos con la ex SEE para obtener la aprobación para la oferta de generación disponible conforme a la cual pretendía celebrar cada contrato con CAMMESA.

Basado en el análisis de las propuestas recibidas, la ex SEE consideraría los méritos de contratar por la disponibilidad de generación y la energía asociada, instruiría a CAMMESA a celebrar un contrato con aquellas partes cuyas solicitadas hayan sido aceptadas, y enviaría el texto del contrato a ser celebrado con sus cláusulas específicas.

Las características principales de los contratos aprobados por la Resolución S.E. No. 712/2009 son las siguientes:

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La energía abastecida debe ser generada por máquinas designadas en conformidad con los requerimientos de despacho de CAMMESA, y debe ser adecuada a la capacidad del generador.
Los contratos tendrán un plazo de vigencia de 15 años, que puede renovarse por un plazo máximo adicional de 18 meses.
Cuando la electricidad sea generada a partir de fuentes renovables distintas de los biocombustibles (como sería el caso de la energía eólica y/o fotovoltaica), no se adeudará ningún pago por potencia. En dichos casos, la contraprestación consiste en la compensación adeudada a cambio de la energía eléctrica entregada, un cargo por gestión y el pago de una fracción de los gastos generales (cargos por transporte, gastos, tasas y otros conceptos específicamente predeterminados). El precio de la energía eléctrica suministrada permanece constante durante todo el plazo de vigencia de cada contrato específico.
Asimismo, se estableció un fondo que garantiza hasta el 20% de las obligaciones de pago bajo los contratos de abastecimiento a partir de fuentes renovables. Dicho fondo es financiado por CAMMESA a través de un cargo adicional mensual de hasta el 10% de los cargos aplicables por la generación y energía asociada.

La Resolución N° 712/2009 estableció asimismo que, hasta tanto sea de aplicación la Resolución de la SE N° 406/2003, las obligaciones de pago derivadas de los Contratos MEM celebrados en el marco del Programa de Energías Renovables se beneficiarán de la prioridad establecida en el inc. e) del Artículo 4 de dicha resolución. Asimismo, estableció que en el caso de una modificación regulatoria en el orden de prelación mencionado, las obligaciones de pago bajo dichos Contratos MEM tendrán como mínimo el mismo nivel de prioridad reconocido a los costos operativos de las empresas de generación térmica. En otras palabras, la recuperación de costos asociados a los Contratos MEM celebrados en el marco del Programa de Energías Renovables tenían, al menos, la misma prioridad que la recuperación de, por ejemplo, los costos del combustible utilizado para generación de energía eléctrica ya instalada.

La Sociedad resultó adjudicataria de 399,4 MW de un total de 1,015 MW objeto de la Licitación N° 1/2009, que comprende los Parques Eólicos Rawson I y II, actualmente en operación, el Proyecto Eólico Madryn, actualmente en proceso de desarrollo de conformidad con el Programa de Energías Renovables después de su incorporación a dicho régimen de conformidad con la Resolución Nº 202-E/2016. También bajo el Licitación N° 1/2009, el parque eólico Loma Blanca IV fue — otorgado a los entonces accionistas de Loma Blanca IV, véase “ Información sobre la Sociedad Generación de Energía - Proyectos de Generación con Fuentes de Energía Renovable .”

El 29 de septiembre de 2016, el Ministerio de Energía dictó la Resolución Nº 202 - E/2016 que derogó la Resolución No. 712/2009.

RenovAr (Ronda 1): Licitación de Proyectos para Generación de Energía Renovable

En virtud de la Resolución N° 136/2016, el ex MEyM (i) instruyó a CAMMESA a llevar adelante un procedimiento de convocatoria abierta nacional e internacional –Programa RenovAr (Ronda 1)- para la admisión y posible adjudicación de ofertas para la suscripción de contratos de compraventa de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables y (ii) aprobó el pliego de bases y condiciones.

Resumidamente, los PPA celebrados bajo este proceso tienen los siguientes términos y condiciones:

Objeto: venta de la cantidad de energía eléctrica asociada al nuevo equipamiento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables en el MEM.
Vendedor: es el agente generador, co-generador o auto generador del MEM cuyo proyecto fue adjudicado a través de una sociedad vehículo para fines específicos;
Comprador: CAMMESA, en representación de los distribuidores y grandes usuarios del MEM (CAMMESA podrá ceder los PPA a los agentes distribuidores y/o grandes usuarios del MEM, de acuerdo con las reglamentaciones a emitirse).
Plazo del contrato de abastecimiento: Veinte (20) años desde la fecha de habilitación comercial.
Términos del contrato de abastecimiento: Tipo y tecnología de la energía a suministrar; la energía total comprometida a entregar por año; capacidad de generación de cada unidad y la capacidad total instalada comprometida; la compensación que recibirá el vendedor y que se pagará la parte compradora por la electricidad suministrada, en base al precio cotizado en Dólares Estadounidenses por megavatio por hora (US$/MWh) (los pagos se realizarán en pesos al tipo de cambio aplicable); los términos y condiciones de la garantía de cumplimiento a ser suministrada por la parte vendedora y el régimen de penalidades contractuales por incumplimiento;
Prioridad de pago de los contratos de abastecimiento: serán los primeros en el orden de prelación, equivalente a la prioridad de pago bajo los PPA derivados de la Resolución N° 220/2007), cuya prioridad operará sin perjuicio de cualquier sistema de cobro exclusivo que se aplique en el futuro al monto pagado por la demanda correspondiente al PPA;

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Garantías FODER: los pagos de energía mensuales en virtud del contrato de abastecimiento son garantizados por el FODER, que cuenta con una única cuenta de reserva separada a 12 meses en respaldo de los pagos de facturas mensuales a los generadores. El FODER garantiza asimismo el pago del precio de la eventual opción de venta del proyecto, que puede ser ejercida por el vendedor en determinados supuestos;
Garantía del Banco Mundial: Opcional. Garantiza el pago del precio de la opción de venta ejercida por el generador en que caso de ocurra alguno de los supuestos que prevé el Acuerdo de Adhesión e Incorporación al FODER. Este Acuerdo fue firmado por cada generador adjudicado en el Programa RenovAr.
Opción de Compra: el Acuerdo de Adhesión e Incorporación al FODER prevé que el Gobierno Argentino tiene la facultad de ejercer la opción de compra de la Central de Generación en caso de que ocurran ciertos incumplimientos por parte del vendedor;
Las operaciones de la planta de energía en el MEM se rigen por el marco regulatorio compuesto por las Leyes N° 15.336 y N° 24.065 y sus reglamentaciones, y en particular por los Procedimientos.

Asimismo, los contratos de abastecimiento prevén un esquema de cumplimiento escalonado de determinados hitos de avance de obras. De este modo, el vendedor cuenta con un plazo determinado para alcanzar los siguientes hitos: (i) la fecha de cierre financiero, (ii) la fecha de comienzo de construcción, (iii) la fecha de llegada de equipos y (iv) la fecha de habilitación comercial.

En el caso de que el vendedor incurriera en un atraso mayor a 60 días en alcanzar los hitos (i), (ii) y (iii), este tendrá la obligación de incrementar el monto de la garantía de cumplimiento del contrato en un monto equivalente al 20% del monto de la garantía de cumplimiento del contrato vigente en ese momento.

En el caso de que el vendedor incurriera en un retraso en alcanzar la fecha de habilitación comercial, el comprador (CAMMESA) tendrá derecho de aplicar una multa de US$ 1.388 por cada MW de potencia contratada, por cada día de retraso en alcanzar la fecha de habilitación comercial. Si la habilitación comercial no ocurre dentro de los 180 días de la fecha de habilitación comercial, el comprador tendrá la facultad de rescindir unilateralmente el contrato.

Respecto de las multas, el ex MEyM emitió la Resolución N° 285/2018 (“ Resolución N° 285 ”), publicada en el Boletín Oficial el 11 de octubre de 2018. Esta resolución estableció, entre otras cuestiones, lo siguiente:

El monto de las multas impuestas por CAMMESA con motivo del incumplimiento de la fecha programada de habilitación comercial prevista en los contratos de abastecimiento suscriptos por los adjudicatarios de las Rondas 1, 1.5 y 2 del Programa RenovAr, será descontado de la suma que le corresponda percibir al vendedor sancionado en virtud del contrato suscripto, a partir de la fecha de habilitación comercial efectiva, en 12 cuotas mensuales, iguales y consecutivas.
Dentro de los 10 días hábiles de publicada la Resolución 285 o de notificada la sanción correspondiente, según el caso, el vendedor que resulte sancionado podrá optar –mediante comunicación fehaciente a CAMMESApara que el descuento de las multas por dicho incumplimiento se realice a partir de la fecha de habilitación comercial efectiva, hasta en 48 cuotas mensuales, iguales y consecutivas, aplicándose sobre el saldo una tasa efectiva anual equivalente a 1,7% nominada en Dólares.
Ante el incumplimiento de la fecha de habilitación comercial, luego de considerar cualquier extensión de esta de conformidad con la cláusula 7.2 del contrato de abastecimiento (hasta 180 días de la fecha de habilitación comercial), se otorgará un plazo adicional de 180 días corridos para alcanzar la fecha de habilitación comercial, bajo apercibimiento de rescindir el contrato, si el vendedor: (i) acreditara haber alcanzado un avance de obra de al menos el 70%, en la oportunidad y con las condiciones que establezca la Subsecretaría de Energías Renovables, (ii) hubiere incrementado la garantía de cumplimiento del contrato en caso de haber incumplido hitos de avance de obras anteriores a la habilitación comercial, (iii) incrementara el monto de la garantía de cumplimiento del contrato con una antelación mínima de 10 días hábiles de la fecha de finalización del plazo de 180 días previsto en las cláusula 7.2 del contrato antes mencionada, en un monto equivalente al 30% del monto original de la garantía de cumplimiento de contrato. A los efectos de cumplir con este requisito, el Vendedor deberá sustituir la garantía de cumplimiento de contrato vigente en ese momento –es decir, incluyendo los montos resultantes de los incrementos que puedan haberse realizado por incumplir con hitos anteriores– por una nueva que incluya el monto de aquélla más el incremento del 30%. La nueva garantía de cumplimiento de contrato constituida deberá tener una vigencia de, por lo menos, 1 año.
De no alcanzarse la fecha de habilitación comercial en el plazo adicional de 180 días que otorga la Resolución N° 285, se rescindirá el contrato y se ejecutará la garantía de cumplimiento de contrato constituida conforme con lo previsto en la referida Resolución.

La multa diaria prevista en los contratos de abastecimiento en caso de incumplimiento de la fecha de habilitación comercial (US$ 1.388 por cada MW de potencia contratada), se aplicará hasta la finalización del plazo de 180 días de extensión que prevé la cláusula 7.2 del contrato. Seguidamente, durante el transcurso del plazo de 180 días adicionales previsto en la

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Resolución 285, y hasta la fecha de habilitación comercial efectiva, se aplicará una multa diaria por cada MW de potencia contratada, equivalente a la multa diaria reducida en el porcentaje de avance de obra acreditado de conformidad con los parámetros establecidos por la Resolución 285.

En forma complementaria, mediante la Resolución N° 72/16 (posteriormente modificada por la Resolución N° 414/19 emitida por la Secretaría de Gobierno de Energía), el ex MEyM estableció el procedimiento para la obtención del Certificado de Inclusión en el Régimen de Fomento establecido en las Ley de Energías Renovables. Este procedimiento se aplicará a los titulares de proyectos desarrollados bajo contratos individuales o en el marco de las licitaciones del Programa Renovar, proyectos de cogeneración y autogeneración, que así lo soliciten.

Los titulares de proyectos de inversión y/o licenciatarios adjudicados en el marco de la licitación obtuvieron el Certificado de Inclusión y los beneficios promocionales solicitados en su oferta, en forma total o parcial, según el caso.

A tal fin, la aplicación de los beneficios y la cuantificación es realizada en cada caso bajo los procesos de licitación en los que participe la parte interesada, y aplicando los mismos criterios establecidos en el procedimiento aprobado por la Resolución N° 72/2016, de conformidad con los términos y condiciones pertinentes y otra documentación del procedimiento respectivo.

El 5 de septiembre de 2016, se presentaron 123 ofertas. Mediante la Resolución N° 213/2016, el Ministro de Energía y Minería adjudicó la celebración de veintinueve contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable, distribuidos de la siguiente forma: 12 contratos de energía eólica por un total de 708 MW con un precio promedio ponderado de US$ 59/MWh, cuatro proyectos solares por 400 MW con un precio promedio ponderado de US$ 60/MWh; cinco pequeños proyectos hidroeléctricos por un total de 11 MW, todos a un precio de US$105/MWh; seis proyectos de biogás con una capacidad instalada total de aproximadamente 9 MW, con un precio promedio ponderado de US$154/MWh; y dos proyectos de biomasa, para una capacidad total instalada de aproximadamente 15 MW, ambos a un precio de US$ 110/MWh.

Entre ellos, fueron adjudicados los proyectos de Chubut Norte I y Villalonga I.

RenovAr (Ronda 1.5): Licitación de Proyectos de Generación de Energía Renovable

En virtud de la Resolución N° 252-E/2016, dictada el 28 de octubre de 2016 (la “ Resolución N° 252 ”) el ex MEyM llamó a una licitación nacional e internacional – Programa–RenovAr (ronda 1.5) para la calificación y posible adjudicación de contratos de abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables. Esta licitación estaba destinada a aquellos oferentes de tecnología eólica y solar fotovoltaica que participaron de la Ronda 1 del Programa RenovAr, y que, independientemente de que hayan calificado o no previamente, estuvieran en condiciones de presentarse y mejorar los precios ofrecidos. La Resolución N° 252 también aprobó los pliegos licitatorios, los precios máximos de los contratos de abastecimiento y un tope a los beneficios impositivos.

Los proyectos de tecnología solar fotovoltaica tuvieron un precio máximo de 59,75 US$/MWh, y un cupo máximo de beneficios fiscales por 720.000 US$/MW.

Las ofertas de la Ronda 1.5 fueron presentadas el 11 de noviembre de 2016.

Mediante Resolución Nº 281-E/2016, el ex MEyM adjudicó la celebración de treinta contratos de abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables, para una capacidad total de 1281,5 MW, de la siguiente forma: 10 contratos de energía eólica para una capacidad total de 765,4 MW con un precio promedio ponderado de US$ 53,34/MWh, un precio mínimo de US$ 46 / MWh y un precio máximo de US$ 59,4/MWh; y 20 contratos de energía solar para una capacidad agregada de 516.2 MW con un precio promedio ponderado de US$ 54.94/MWh, un precio mínimo de US$ 48,00 / MWh y un precio máximo de US$ 59,20/MWh.

Entre ellos, se le adjudicó a Centrales de la Costa el derecho de desarrollar el proyecto del parque eólico Necochea. Para más información sobre el joint venture Necochea, véase “ Información sobre la Sociedad — Generación de Energía — Parques Eólicos — Parque Eólico Necochea ”. Asimismo, fueron adjudicados los proyectos Pomona I, Ullum I, Ullum II y Ullum III.

RenovAr (Ronda 2): Licitación de Proyectos de Generación de Energía Renovable

En virtud de la Resolución Nº 275-E/2017 emitida el 16 de agosto de 2017, el ex MEyM le instruyó a CAMMESA llevar adelante un procedimiento de convocatoria abierta nacional e internacional –Programa RenovAr (Ronda 2) - para la admisión y posible adjudicación de contratos de compraventa de energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía eólica, solar fotovoltaica, biomasa, biogás, biogás de relleno sanitario y pequeñas plantas hidroeléctricas. En la misma oportunidad, el ex MEyM también aprobó el pliego de bases y condiciones.

En esa edición de RenovAr se adjudicó un total de 1.200 MW. Los proyectos que calificaban eran los proyectos de (i) nuevas centrales de energía eléctrica; o (ii) de ampliación o repotenciación de centrales de energía eléctrica (iii) llevada a cabo con

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equipos nuevos o usados y con tecnologías comprobadas. Se permitió la presentación de proyectos de cogeneración o autogeneración.

La Sociedad presentó once proyectos, incluidos seis de su cartera, para la generación de energía eólica y de biomasa. Mediante la Resolución No. 473-E/2017 emitida el 29 de noviembre de 2017 por el Ministerio de Energía, se le adjudicó el derecho a desarrollar los proyectos Chubut Norte III y Chubut Norte IV. Además, mediante la Resolución N° 488-E/2017 emitida el 19 de diciembre de 2017, se le adjudicó el derecho a desarrollar el Proyecto de Biomasa La Florida. Para más — información sobre los proyectos Chubut Norte III, Chubut Norte IV y La Florida, véase “ Información sobre la Sociedad Generación de Energía — Proyectos de Ampliación — Proyectos de Fuentes de Energía Renovable. ”

Energías Renovables: Nuevo Régimen del Mercado a Término (MATER) - Resolución N° 281

Como se explicó anteriormente, en la medida que la Ley N° 27.191 excluye la generación de energía a partir de fuentes renovables de los límites impuestos a la suscripción de contratos del mercado a término, el ex MEyM emitió la Resolución 281 (modificada por la Resolución N° 230/2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía) que reglamenta el MATER, en el que Generadores, Autogeneradores, Cogeneradores y Comercializadores pueden celebrar contratos de abastecimiento de energía, pactando sus condiciones esenciales en un marco de autonomía y libertad contractual, en particular en lo atinente a la duración, las prioridades de asignación, los precios y demás condiciones contractuales.

En este contexto, estableció las condiciones de cumplimiento de las metas de consumo de energía renovable previstas en la Ley N° 27.191 por parte de los grandes usuarios del MEM y las grandes demandas (clientes de las distribuidores del MEM), en tanto sus demandas de potencia sean iguales o mayores a trescientos kilovatios (300 kW) medios, a través de la contratación individual en el MATER o por autogeneración de fuentes renovables, de conformidad con lo previsto en el artículo 9° del Anexo II del Decreto N° 531/2016, modificatorios y complementarios.

Esta Resolución fue resultado de un proceso de audiencias públicas y buscó promover e incentivar la participación dinámica en el mercado a término, así como el incremento de los acuerdos privados entre los agentes y participantes del MEM. De esta manera, la Resolución N° 281 permitió que los grandes usuarios cumplieran con sus cuotas de consumo de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables por medio de: (i) el sistema de compras conjuntas desarrollado por CAMMESA, (ii) contrataciones individuales en el MATER con generadores o comercializadores (i.e. contratos de abastecimiento de energía entre privados), o (iii) el desarrollo de proyectos de autogeneración o cogeneración.

Como principio general, la Resolución N° 281 estableció que las condiciones de los contratos de abastecimiento privados celebrados en el MATER pueden ser pactadas libremente entre las partes en lo atinente a la duración, las prioridades de asignación, los precios y demás condiciones contractuales.

A tal fin, los proyectos de generación, autogeneración o cogeneración de energía eléctrica de fuentes renovables habilitados para suministrar la energía eléctrica a los grandes usuarios (“ Proyectos Habilitados ”) deben cumplir con los siguientes requisitos: a) ser habilitados comercialmente de conformidad con Los Procedimientos de CAMMESA, con posterioridad al 1° de enero de 2017; b) estar inscriptos en el Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (“ RENPER ”); c) no ser proyectos comprometidos bajo otro régimen contractual, por la potencia ya contratada.

Asimismo, los agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores titulares de los Proyectos Habilitados podrán obtener los beneficios promocionales establecidos en las leyes 26.190 y 27.191 de acuerdo con lo establecido en el artículo 1° de la Resolución N° 72 de fecha 17 de mayo de 2016, conforme se explicará en los acápites siguientes.

En este contexto, los Proyectos Habilitados están facultados para:

(i) Vender, mediante contratos del mercado a término, a grandes usuarios o autogeneradores, la energía eléctrica producida o la adquirida por contratos con otros generadores, cogeneradores, autogeneradores o comercializadores de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, conforme las reglas que rigen las transacciones en el MEM.
(ii) Adquirir, mediante contratos del mercado a término, de otros generadores, cogeneradores, autogeneradores titulares de proyectos habilitados o comercializadores, la energía que estos produzcan o comercialicen, conforme las reglas que rigen las transacciones en el MEM
(iii) Vender, mediante contratos del mercado a término, a otros generadores, cogeneradores, autogeneradores o comercializadores de energía eléctrica a partir de fuentes renovables la energía eléctrica producida, conforme las reglas que rigen las transacciones en el MEM
(iv) Vender a CAMMESA el excedente de los volúmenes de energía eléctrica comprometidos en los contratos que hubieren celebrado, en los términos y con el alcance establecido en el artículo 12, del Anexo II del

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Decreto N° 531/2016 y su modificatorio. Tales excedentes no podrán superar el diez por ciento (10%) de la generación del Proyecto Habilitado.

(v) Actuar en el mercado spot, vendiendo la energía eléctrica generada excedente no comercializada de acuerdo con lo previsto en los incisos anteriores, la que será valorizada al precio establecido en la Resolución N° 19 de fecha 27 de enero de 2017 o la que la reemplace en el futuro (la Resolución N° 1, y actualmente, la Resolución N° 31/2020).

Adicionalmente, siguiendo con la prioridad de despacho establecida en el artículo 18 de la Ley N° 27.191, la Resolución N° 281 previó un régimen de prioridad aplicable a los generadores de energía de fuente renovable en casos de congestión asociados a limitaciones en la capacidad de transporte disponible. Así, estableció que la generación de las centrales que se enumeran a continuación poseerá igual prioridad de despacho y tendrán mayor prioridad de despacho frente a la generación renovable que opere bajo el régimen de la Resolución N° 281, pero que no haya solicitado la prioridad conforme el artículo 7 de su anexo.

Así, las siguientes centrales de generación serán despachadas pari passu :

Centrales hidroeléctricas de pasada y centrales que generen a partir de fuentes de energía renovable que hubieren entrado en operación comercial con anterioridad al 1 de enero de 2017;
Centrales que suministren su energía en el marco de los contratos de abastecimiento celebrados por CAMMESA en los términos establecidos en las Resoluciones SEE N° 712/2009 o N° 108/2011 que ingresen en operación comercial con posterioridad al 1 de enero de 2017;
Centrales que suministren su energía en el marco de los contratos de abastecimiento celebrados por CAMMESA a través del sistema de compras conjuntas;
Centrales que suministren su energía en cumplimiento de los contratos de abastecimiento celebrados por CAMMESA en el marco de lo dispuesto en la Resolución N° 202/2016 del ex MEyM;
Centrales que operen bajo el MATER, incluyendo las centrales de autogeneración y cogeneración, que hubieren obtenido la asignación de prioridad de acuerdo con lo establecido en los artículos 6 a 12 del Anexo de dicha resolución.

En términos generales, la Resolución N° 281 prevé además (i) la creación del RENPER, (ii) la reducción de los cargos de reserva y capacidad a los grandes usuarios, (iii) un proceso de verificación para determinar el cumplimiento de las metas de consumo, (iv) penalidades y (v) procedimiento de sanciones.

Instrucciones emitidas por la SE en el marco de la pandemia de COVID-19.

El 10 de junio de 2020, el Secretario de Energía emitió la nota NO-2020-37458730-APN-SE#MDP, mediante la cual instruyó a CAMMESA la suspensión del cómputo de plazos respecto de la ejecución de los contratos del Programa RenovAr Rondas 1, 1.5, 2 y 3, con fundamento en la emergencia sanitaria declarada por la Ley de Solidaridad, el contexto de pandemia mundial de COVID-19 y el aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuesto por el DNU N° 297/2020, desde el 19 de marzo de 2020 hasta 12 de septiembre de 2020, inclusive (el “ Período de Suspensión ”).

El Período de Suspensión resultaba aplicable al cómputo de plazos de las obligaciones emergentes de los PPA y alcanzaba a los titulares de proyectos que suscribieron PPAs a partir de fuentes renovables y los contratos celebrados en el marco de las Resoluciones Nº 202/2016 y 281/2017 del ex MEyM, y la Resolución Nº 287/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica, cuyos proyectos no se encontraban habilitados comercialmente al momento del inicio del Período de Suspensión.

Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, la Subsecretaría de Energía Eléctrica emitió la nota NO-202060366379-APN-SSEE#MEC, mediante la cual instruyó una prórroga el Período de Suspensión hasta el 15 de noviembre de 2020 inclusive, para aquellos proyectos que no hubieran sido habilitados comercialmente a partir del 12 de marzo, inclusive. Sin perjuicio de ello, para beneficiarse de la referida prórroga, cada generador debía presentar una nota a CAMMESA efectuando la renuncia de presentar cualquier reclamo administrativo y/o judicial ante el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y CAMMESA en relación con las demoras en cada uno de los proyectos del que sea titular y en razón de la emergencia sanitaria.

Finalmente, en fecha 18 de diciembre de 2020, la Secretaría de Energía emitió la nota NO-2020-88681913-APN-SE#MEC, mediante la cual se prorrogó el Período de Suspensión por un plazo de cuarenta y cinco (45) días corridos contados desde el 16 de noviembre de 2020, aplicable únicamente a los proyectos dieron estricto cumplimiento con lo dispuesto en la Nota NO-2020-60366379-APN-SSEE#MEC.

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Instrucciones emitidas por la SE en el marco de las restricciones cambiarias

El 4 de marzo de 2021, la Secretaría de Energía de la Nación, mediante Nota NO-2021-19390103-APN-SE#MEC, dispuso el otorgamiento de una prórroga por un plazo de hasta 88 días corridos en la fecha acordada en los PPAs para la habilitación comercial, de aquellos proyectos que puedan acreditar demoras como consecuencia de las restricciones cambiarias resueltas mediante el DNU N° 609/2019 y la Comunicación “A” 6770 del Banco Central de la República Argentina. El otorgamiento de la prórroga se encuentra condicionado a que los titulares de los proyectos renuncien a formular reclamos vinculados con las restricciones cambiarias.

Regulaciones Ambientales

La Ley Nacional N°24.065 establece que la infraestructura física, las instalaciones y la operación de los equipos asociados con la generación, transporte y distribución de energía eléctrica deberán adecuarse a las medidas destinadas a la protección de las cuencas hídricas y de los ecosistemas involucrados. Asimismo, la norma dispone que deberán responder a los estándares de emisión de contaminantes vigentes, y a los que se establezcan en el futuro por la autoridad competente, en la actualidad la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación. Además, la citada ley asigna al ENRE la facultad de velar por la protección de la propiedad, el medio ambiente y la seguridad pública en la construcción y operación de los sistemas de generación, transporte y distribución de electricidad.

La Secretaría de Energía de la Nación y el ENRE han dictado normas vinculadas con la protección del ambiente. Entre ellas se pueden mencionar, por ejemplo: a) la Resolución N°475/87 de la SE que establece que las empresas del sector energético deben presentar ante la SE la evaluación de impacto ambiental de las diferentes alternativas planteadas en los proyectos energéticos y los estudios ambientales realizados en todas sus etapas (inventario, prefactibilidad, factibilidad - ejecutivo), como así también el programa de vigilancia y monitoreo ambiental durante la vida útil de la obra; b) la Resolución N°149/90 de la ex Subsecretaría de Energía de la Nación, modificada por las Resoluciones N°154/93 de la SE y 108/01 de la ex Secretaría de Energía y Minería de la Nación, que fija los procedimientos para la gestión ambiental de las centrales térmicas convencionales de generación de energía eléctrica; c) la Resolución N°108/01 de la ex Secretaría de Energía y Minería de la Nación que establece estándares de emisión para centrales térmicas de generación de energía eléctrica; y d) la Resolución N°555/01 del ENRE que establece la obligatoriedad de que todos los agentes del MEM elaboren e implanten sistemas de gestión ambiental, y sus normas complementarias como ser, por ejemplo, la Resolución N°636/04 del ENRE; entre otras normas.

Sin perjuicio de las normas ambientales aplicables específicamente al sector energético, la actividad de la Compañía se encuentra sujeta además al cumplimiento de normas ambientales nacionales de carácter general, como por ejemplo: a) la Ley N°24.051 y su Decreto Reglamentario N°831/93 de gestión de residuos peligrosos; b) la Ley N°25.675 de protección general del ambiente que, entre otras cuestiones, establece que toda persona que realice actividades que puedan representar un riesgo para el medio ambiente (conforme Anexo I de la Resolución N°177/07 de la ex Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación) debe adquirir un seguro por daño ambiental de incidencia colectiva para garantizar el pago de la remediación del daño potencial derivado de dichas actividades (ello de conformidad con el Decreto N°447/19); c) la Ley N°25.688 que establece los presupuestos mínimos ambientales para la preservación de las aguas, su aprovechamiento y uso racional; y d) la Ley N°25.670 de presupuestos mínimos para la gestión y eliminación de los policloruros de bifenilos (PCBs) y su Decreto Reglamentario N°853/07; y e) las normas relativas a instalaciones de almacenamiento de combustible como ser, por ejemplo, las Resoluciones N° 419/93, 404/94, 1102/04 y 785/05 de la Secretaría de Energía de la Nación; entre otras normas.

Dado que parte de la actividad de la Compañía se desarrolla en la provincia de Buenos Aires, la Compañía también se encuentra sujeta al cumplimiento de las normas ambientales de carácter general dictadas por los organismos provinciales. Entre ellas se pueden mencionar, por ejemplo: a) la Ley N°11.723 y su modificatoria que establecen el régimen general ambiental de la provincia de Buenos Aires e incluye la obligación de cumplir con el procedimiento de evaluación impacto ambiental; b) la Resolución N°492/19 del Organismo Provincial para el Desarrollo Sostenible (“OPDS”) que establece el procedimiento de evaluación de impacto ambiental y los requisitos para la obtención de la declaración de impacto ambiental en el marco de la Ley N°11.723; c) la Resolución N°264/19 del OPDS que regula la prefactibilidad de los proyectos de energías renovables; d) la Ley N°11.459 y su Decreto Reglamentario N° 531/19 sobre radicación de industrial dentro de la jurisdicción de la provincia de Buenos Aires; e) la Ley N°11.720 y su Decreto Reglamentario N°806/97 sobre residuos especiales y la creación del Registro de Generadores y Operadores de Residuos Especiales; f) la Ley N°14.343 sobre pasivos ambientales que a su vez prevé la obligación de contratar un seguro ambiental para la ejecución de actividades riesgosas; g) la Ley N°12.257 (Código de Aguas de la provincia de Buenos Aires) y sus normas complementarias; h) la Resolución N°2222/19 de la Autoridad del Agua que regula los procesos para la obtención de prefactibilidades, aptitudes y permisos;

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i) la Ley N°11.769, sus modificatorias y su Decreto Reglamentario N°2.479/04 que establecen el marco regulatorio del sector eléctrico de la provincia de Buenos Aires; j) el Decreto N°1.074/18, reglamentario de la Ley N°5.965 de protección a las fuentes de provisión y a los cursos y cuerpos receptores de agua y a la atmósfera, que establece que todos los establecimientos generadores de emisiones gaseosas que viertan a la atmósfera deberán obtener la Licencia de Emisiones Gaseosas a la Atmósfera, y la Resolución N° 559/19 del OPDS que prevé el procedimiento para la obtención, modificación o renovación de dicha Licencia; k) y las Resoluciones N°231/96 (modificada por las Resoluciones N°1126/07 de la ex Secretaría Provincial de Política Ambiental y 124/10 del OPDS), 129/97 y 529/98 de la ex Secretaría Provincial de Política Ambiental que establecen que todos los aparatos sometidos a presión deben ser inscriptos en el correspondiente registro provincial y que éstos deben ser sometidos a ensayos periódicos; entre otras normas.

En relación a la actividad de la Compañía en la provincia de Chubut, ella se encuentra sujeta a las normas ambientales de dicha provincia. Entre ellas se encuentran por ejemplo: a) la Ley XI N°35 (Código Ambiental provincial) reglamentada por los Decretos N°185/09 (modificado por los Decretos N° 1.379/13, N°1.003/16 y 998/16) N°1.005/16 y N°1.540/16, que, entre otras cuestiones, establecen el deber de obtener la aprobación del estudio de impacto ambiental por parte de las autoridad ambiental competente, adhieren a la Ley Nacional N°24.051 de residuos peligrosos y regulan lo pertinente a las fuentes emisoras de efluentes líquidos y la gestión de permisos de vertido; b) la Ley XVII N°53 (Código de Aguas provincial); c) la Ley XVII N°88 que establece la política hídrica provincial, y sus normas complementarias como ser, por ejemplo, la Resolución N°70/15 del Ministerio de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable de Chubut que establece una serie de medidas aplicables a aquellos proyectos que contemplen captaciones de agua –superficial o subterránea-; d) la Ley I N°191 que establece el marco regulatorio del sector eléctrico de la provincia de Chubut; y e) la Resolución N° 37/17 del Ministerio de Ambiente y Control del Desarrollo Sustentable que establece la metodología específica para el estudio de fauna voladora que deben llevar a cabo los proponentes de proyectos eólicos en el marco del estudio de impacto ambiental; entre otras normas.

Por su parte, debido a que la actividad de la Compañía se desarrolla en la provincia de Entre Ríos, la Compañía también se encuentra sujeta al cumplimiento de las normas ambientales de esta provincia. Entre ellas se mencionan, por ejemplo: a) la Ley N°6.260 y sus Decretos Reglamentarios N°5.837/1991 y N°5.394/97 sobre prevención y control de la contaminación por parte de las industrias; b) el Decreto N°4.977/09, complementado por el Decreto N°3.498/16, que establece la reglamentación del estudio de impacto ambiental para la planificación estratégica de la localización de actividades y emprendimientos en territorio de la provincia; c) la Ley N°8.880 de adhesión a la ley nacional de residuos peligrosos; d) el Decreto N°603/06 y su modificatorio Decreto N°664/17, mediante el cual se crea el Registro Provincial de Generadores, Operadores y Transportistas de Residuos Peligrosos; d) la Ley N°9.172 (Ley de Aguas de la provincia de Entre Ríos) y su Decreto Reglamentario N°7.547/99; y e) la Ley N°8.916 y sus modificatorias que establecen el marco regulatorio del sector eléctrico de la provincia de Entre Ríos; entre otras normas.

La actividad que lleva a cabo la Compañía en la provincia de Tucumán se encuentra sujeta a las normas ambientales de esta jurisdicción. Cabe mencionar, por ejemplo, las siguientes normas: a) la Ley N°6.253 consolidada y reglamentada por el Decreto N°2.204/91, que establece las normas generales y la metodología de aplicación para la defensa, conservación y mejoramiento del ambiente y que, entre otras cuestiones, regula el régimen de evaluación de impacto ambiental provincial; b) la Ley N°6.605 que adhiere a la Ley Nacional N°24.051 de residuos peligrosos; c) la Ley N°7.139 (Código de Aguas provincial); y d) la Ley 7.165 que crea el Registro de Actividades Contaminantes; entre otras normas.

En relación con la actividad de la Compañía en la provincia de San Juan, ella se encuentra sujeta al cumplimiento de las normas ambientales de dicha provincia. Por ejemplo, resultan aplicables las siguientes normas: a) la Ley N°504-L y su Decreto Reglamentario N°2.067-L, que establecen el procedimiento de evaluación de impacto ambiental; b) la Ley N°522L (modificada por la Ley N°2.059-L) y su Decreto Reglamentario N°1.211-L, mediante la cual la provincia adhiere a la Ley Nacional N°24.051 y crea el Registro Provincial de Generadores, Operadores y Transportistas de Residuos Peligrosos; c) la Ley N°348-L y su Decreto Reglamentario N°638-1989-L que establecen las medidas para la preservación del suelo, agua y aire, y prevén la obtención de una autorización de descarga de efluentes líquidos; d) la Ley N°190-L (Código de Aguas provincial); y e) la Ley N°524-A que establece el marco regulatorio del sector eléctrico de la provincia de San Juan; entre otras normas.

A su vez, considerando que la Compañía también desarrolla su actividad en la provincia de Río Negro, se encuentra sujeta al cumplimiento de las normas ambientales de dicha jurisdicción. Entre ellas se mencionan, por ejemplo, las siguientes: a) la Ley M N°3.266 y sus Decretos Reglamentarios M N°1.224/02 y M N°656/04, mediante el cual se regula el procedimiento de evaluación de impacto ambiental; b) la Ley M N°3.250 la cual crea el Sistema Provincial de Registro de Generadores,

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Transportistas y Operadores de Residuos Especiales; c) la Ley Q N°2.952 (texto consolidado del Código de Aguas provincial); y d) la Ley J N°2.902 que establece el marco regulatorio del sector eléctrico de la provincia; entre otras normas.

c) Descripción de las actividades y negocios.

PRINCIPALES FORTALEZAS DE LA EMISORA

Importante participación en el sector de generación de energía de Argentina .

Genneia es uno de los principales actores en el sector de generación de energía eléctrica de Argentina y operando estimativamente el 20% de la capacidad eólica instalada en el país al 31 de diciembre de 2021. Argentina posee una de las condiciones más favorables en el mundo para la generación de energía eólica renovable, con factores de carga de aproximadamente 50% y factores de carga de energía solar por encima de un 30%. La Emisora, al haber sido uno de los pioneros participantes en el mercado, se aseguró el acceso a ubicaciones de primer nivel, con recursos eólicos únicos y acceso al tendido eléctrico.

En 2018, la Emisora celebró cuatro PPAs con usuarios privados, uno con Banco Macro, con Meranol S.A.C.I., Curtiembre Arlei S.A., y Bemis Argentina S.A.U.; por cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. En agosto y septiembre de 2019, la Emisora suscribió un PPA con Royal Canin S.A. y otro con Compañía de Alimentos Fargo S.A. (ambos usuarios privados en Argentina) para entregar energía desde cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II, entre otros). Los PPAs tienen una vigencia de 15 años y representan el 100% del consumo de energía para ambas compañías .

En junio de 2020, la Emisora suscribió un PPA con Mc CAIN Argentina S.A. (usuario privado en Argentina) en relación con cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). El PPA está nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años. Asimismo, en septiembre de 2020, Genneia suscribió PPAs con Grupo Dos Leguas S.A.U., CARGILL S.A.C.I., Vidriería Argentina S.A. y Pilkington Automotive Argentina S.A. (usuarios privados en Argentina) en relación con cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). Los PPAs están nominados en Dólares y tienen una vigencia de 5 años, con excepción del PPA de Grupo Dos Leguas S.A.U. que tiene una vigencia de 15 años.

Durante el año 2021, la Emisora celebró PPAs con los siguientes usuarios privados: Tetra Pak S.R.L., Mondelez S.A., y Mercedes Benz; por cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Los PPAs están nominados en Dólares Estadounidenses y tiene una vigencia de 5 años.

La Emisora es dueña y opera una diversificada cartera, enfocada en activos selectos de alta calidad, construidos utilizando tecnología y equipos de última generación. En 2017, la Emisora ha incrementado su cartera de activos operativos con la finalización de los proyectos de ampliación Bragado II y III y Rawson III, y con la adquisición del Parque Eólico Trelew, los cuales otorgaron un flujo de efectivo inmediato. Además de sus activos operativos, la Emisora también tiene una importante cartera de nuevos proyectos de generación, con especial hincapié en energía proveniente de fuentes renovables desarrollada a través de adjudicaciones bajo las licitaciones públicas Ronda 1 y 1.5 (en 2016) y Ronda 2 (en 2017) del Programa RenovAr. En abril de 2018, aumentamos nuestra cartera con la adquisición de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum, con PPAs adjudicados en la Ronda 1.5, ubicados en la Provincia de San Juan.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica (PPAs) a largo plazo, que generan un flujo estable y previsible, denominado en Dólares Estadounidenses.

La Emisora deriva principalmente sus ingresos de PPA a largo plazo, denominados en Dólares Estadounidenses, que le proporcionan un flujo estable y previsible de efectivo. A la fecha del presente Prospecto, la vida promedio ponderada remanente de nuestros PPA es de 15 años (15 años para nuestros PPA de energía eólica, 5 años para los de energía térmica, 17 años para los de energía solar. Para mayor información sobre el cálculo del plazo de los PPA de la Emisora, véase “ Información sobre la Emisora—Generación de Energía—Contratos de Compraventa de Energía ”. Los PPA de la Emisora

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relativos a las plantas de generación de energía térmica no dependen del despacho de energía, sino que prevén pagos por capacidad en firme en base a la disponibilidad de las plantas y a la electricidad efectivamente entregada. Si bien los PPA de la Emisora relativos a los parques eólicos y centrales fotovoltaicas no establecen tarifas por capacidad en firme, como es habitual en los sectores de energía eólica y solar, se benefician de la prioridad de despacho en la red eléctrica (SADI) en virtud de la resolución de la SEN. Los parques eólicos de la Emisora también gozan de factores de carga elevados, que garantizan el pago por generación en virtud de los PPA. La cartera singular de activos de energía renovable y térmica de la Emisora le permite ofrecer ambos productos a sus clientes, lo cual resulta en ventajas comerciales para la Emisora en comparación con otras partes que participan únicamente en la generación de energía a partir de fuentes renovables.

Adicionalmente a su posición como líder en el mercado de renovables en la Argentina, la Emisora se encuentra en una posición única para aprovechar la continua necesidad de generación energética de energía térmica eficiente para compensar la intermitencia de una base creciente de generación energética de fuentes renovables y para cubrir los picos de demanda durante las temporadas de invierno y verano, tal como se muestra por el incremento de los pagos que recibe bajo el Esquema de Remuneración de Energía Base en esas temporadas. La Emisora posee y opera 363 MW de activos de generación de energía térmica de alta eficiencia con un factor de disponibilidad promedio de 90,58% al 31 de diciembre de 2021.

La energía generada por nuestros activos renovables posee prioridad de despacho

Los activos correspondientes a parques eólicos también tienen prioridad en la curva de despacho y los factores de alta carga, que aseguran el pago de la generación bajo nuestros PPA. La cartera de activos renovables y térmicos permite ofrecer ambos productos a los clientes, lo que se traduce en ventajas comerciales en comparación con las partes involucradas solo en la generación renovable.

La gerencia de primera línea de la Emisora posee una trayectoria sólida en todas las etapas de generación .

La gerencia de primera línea de la Emisora cuenta con vasta experiencia en la industria y el sector financiero, incluyendo una experiencia significativa en el sector energético en la Argentina, trabajando con autoridades regulatorias de gobiernos locales. La experiencia de la gerencia de primera línea de la Emisora abarca:

proyecciones, desarrollo, licitaciones, construcción y operación de activos energéticos;
operar plantas existentes de manera eficiente;
completar los proyectos a tiempo y conforme a lo presupuestado;

• identificar, evaluar y desarrollar oportunidades de crecimiento de alta calidad e integrar nuevos negocios adquiridos o desarrollados; y

adherir a las más elevadas normas ambientales, sociales y de compliance

Sólida capitalización del patrimonio y acceso al mercado de capitales.

Los accionistas de la Emisora han empleado su capacidad financiera para comprometer un monto de capital significativo con el objeto de respaldar el crecimiento de la Emisora, incluso la realización de aportes de capital en 2017 por un total de US$100 millones en 2017 y de US$20 millones en 2018. La Emisora ha recurrido al mercado de capitales de deuda internacional en tres oportunidades, tanto en 2017 como en 2018 y emitió en 2018 una Obligación Negociable sin oferta pública por US$50 millones, suscripta por ciertos accionistas de la Emisora, a fin de respaldar el crecimiento de la Emisora. Asimismo, la Emisora ha finalizado o bien avanzado significativamente en el financiamiento de proyectos ( project finance ) a largo plazo de sus subsidiarias sin recurso contra la Emisora. A medida que estos activos comiencen a operar comercialmente, la Emisora podría tener la oportunidad de refinanciar deuda de proyectos y asegurar términos de financiación más atractivos, lo cual, a su vez, mejorará su flujo de efectivo libre, reducir costos de capital y financiar su estrategia de crecimiento.

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ESTRATEGIA

Genneia se esfuerza en generar valores sustentables de largo plazo para sus clientes y accionistas a través de la adopción de estrategias que apuntan a mejorar sus márgenes operativos, 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:

Mantener un funcionamiento correcto y eficiente de sus plantas de generación.

La Sociedad está comprometida en mantener un funcionamiento correcto y eficiente de sus plantas eléctricas con el fin de generar flujos de efectivo estables y previsibles. Genneia está abocada a mantener un elevado factor de disponibilidad de sus plantas actualmente operativas, incluyendo aquellas adquiridas, y a lograr resultados similares con la cartera de nuevos proyectos. En este sentido, la Compañía tiene previsto seguir invirtiendo en equipos para mejorar la eficiencia y disponibilidad.

Centrar el crecimiento de Genneia en los flujos de efectivo predecible en base a los PPAs.

Si bien la Compañía está en una buena posición para aprovechar las oportunidades de crecimiento en el sector energético, su objetivo es completar esa expansión con un flujo de efectivo predecible con base contractual. La Sociedad obtuvo PPAs a largo plazo, denominados en Dólares Estadounidenses, para los proyectos de ampliación de capacidad que tiene en cartera. La estrategia a futuro consiste en seguir realizando inversiones sustanciales en nuevos proyectos, una vez que la Emisora haya logrado obtener PPAs a largo plazo con términos atractivos para los nuevos proyectos.

Cumplir con estrictas normas de gobierno corporativo y responsabilidad social.

La Sociedad cumple con estrictas normas de gobierno corporativo y responsabilidad social, y procura garantizar la transparencia, rendición de cuentas y responsabilidad en el giro ordinario de los negocios para sus accionistas y otras partes interesadas. Asimismo, la Compañía se esmera por brindar un servicio de alta calidad, operando sus plantas en forma eficiente, segura y sustentable. En términos de sustentabilidad, Genneia procura llevar a cabo sus operaciones en plena conformidad con las disposiciones legales y ambientales aplicables. En términos de seguridad, la Compañía implementa y cumple con las normas de seguridad de la industria en Argentina a los efectos de garantizar la seguridad de sus empleados y contratistas y de las comunidades en las que lleva a cabo operaciones. En adición a ello, la Sociedad ha adoptado y da cumplimiento a un “programa de integridad y ética” que sigue las mejores prácticas y recomendaciones nacionales e internacionales en la materia, e incluye procedimientos adecuados de investigación de cualquier potencial hecho irregular que llegue a conocimiento del área de Compliance de Genneia, resultado de cualquier denuncia interna o externa, como parte del procedimiento de denuncias regulado en la política anti-soborno y anti-corrupción de la Compañía.

GENERACIÓN DE ENERGÍA

Centrales Eléctricas Operativas

La Emisora posee y opera a través de la Sociedad, sus subsidiarias y negocios conjuntos: los parques eólicos Rawson I y II, de 52,5 MW y 31,15 MW, respectivamente; el parque eólico Rawson III, de 25,05 MW; el Parque Eólico Trelew, de 51 MW; los parques eólicos Chubut Norte I, Villalonga I, Villalonga II y Madryn I, con una capacidad instalada de 28,8 MW, 51,75 MW y 71,1 MW, respectivamente, los cuales comenzaron su operación comercial en diciembre de 2018, los parques eólicos Pomona I y II de 101,4 MW y 11,7 MW respectivamente los cuales comenzaron su operación comerciales el julio y agosto 2019, el parque eólico Madryn II de 151,2 MW el cual inició su operación comercial en septiembre de 2019; el parque eólico Necochea de 37,95 MW el cual inició su operación comercial en febrero de 2020; y los parques eólicos Chubut Norte II, Chubut Norte III y Chubut Norte IV de 26,28 MW, 57,66 MW y 83,22 MW, respectivamente, los cuales iniciaron sus operaciones comerciales entre febrero y marzo de 2021; la mayoría de ellos están ubicados en la Provincia del Chubut, en la región de la Patagonia, a excepción de Villalonga I, Villalonga II y Necochea que se encuentran ubicados en el sur de la Provincia de Buenos Aires y Pomona I y II que se encuentran en la provincia de Rio Negro, a la fecha del presente Prospecto. Asimismo, en abril de 2018, la Emisora adquirió a las sociedades Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 las cuales contaban con PPAs firmados con CAMMESA por las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum y desde diciembre de 2018 se encuentran en operación comercial, con una capacidad de generación instalada de 82 MW.

La Emisora también posee y opera dos centrales de generación de energía térmica alimentadas con gas natural y combustible diésel, ubicadas en las provincias de Buenos Aires y Tucumán, con una capacidad instalada combinada de 363 MW.. Las ampliaciones de las centrales térmicas Bragado II y Bragado III, de 118 MW de capacidad instalada, alcanzaron la

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operación comercial en febrero 2017 y mayo 2017, respectivamente. Asimismo, el 11 de agosto de 2017, la Emisora incorporó a su cartera, la central térmica Cruz Alta, situada en la Provincia de Tucumán, con una capacidad instalada de 245 MW, mediante la adquisición de GETSA por parte de GEDESA, su subsidiaria totalmente controlada.

El siguiente cuadro presenta información clave sobre las centrales operativas de la Emisora:

Parques Eólicos Rawson I y II Trelew Rawson III Madryn I Villalonga I Chubut Norte I Villalonga II Pomona I Pomona II Madryn II Necochea(2) Chubut Norte II Chubut Norte III(3) Chubut Norte IV(3) Parques Solares Ullum I Ullum II Ullum III Centrales Térmicas Bragado II Bragado III Cruz Alta Total	Ubicación	Fecha de comienzo de operaciones comerciales Enero 2012 Agosto 2013(1) Diciembre 2017 Noviembre 2018 Diciembre 2018 Diciembre 2018 Febrero de 2019 Julio 2019 Agosto 2019 Septiembre 2019 Febrero 2020 Marzo 2021 Febrero 2021 Febrero 2021 Diciembre 2018 Diciembre 2018 Diciembre 2019 Febrero 2017 Mayo 2017 Enero 2002/Febrero 2003(4)	Capacidad Instalada a la fecha delpresente Prospecto(MW)
	Provincia del Chubut Provincia del Chubut Provincia del Chubut Provincia del Chubut Provincia de Buenos Aires Provincia del Chubut Provincia de Buenos Aires Provincia de Rio Negro Provincia de Rio Negro Provincia del Chubut Provincia de Buenos Aires Provincia del Chubut Provincia del Chubut Provincia del Chubut Provincia de San Juan Provincia de San Juan Provincia de San Juan Provincia de Buenos Aires Provincia de Buenos Aires Provincia de Tucumán		83,65 51,00 25,05 71,10 51,75 28,80 3,45 101,40 11,70 151,20 37,95 26,28 57,66 83,22 25,00 25,00 32,00 59 59 245,00 1.229

Notas:

(1) Esta central inició operaciones comerciales en agosto de 2013 pero ha sido operada por la Emisora desde el 29 de noviembre d 2017, cuando fue adquirida por la Emisora.

(2) La participación accionaria de la Compañía es del 50%.

(3) La participación accionaria de la Compañía es del 51%.

(4) Esta central inició operaciones comerciales en enero de 2002 y febrero de 2003 pero ha sido operada por la Emisora (a través de GEDESA) desde el 11 de agosto de 2017, cuando fue adquirida por la Emisora.

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El siguiente mapa muestra la ubicación geográfica de los activos de generación de energía eléctrica de la Emisora operativos a la fecha de este Prospecto.

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El siguiente cuadro presenta las ventas netas medidas en la moneda funcional de la Emisora (expresadas en millones de US$), el factor de disponibilidad y la generación neta de los activos de generación de energía de la Emisora para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019, 2020 y 2021.

Parques eólicos Rawson I y II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Rawson III Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Trelew Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Madryn I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Madryn II	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 37,7 97,2% 297 7,9 97,7% 114 19,4 78,3% 153 10,8 96,0% 140 29,1 95,7% 324	2020 38,4 97,0% 296 7,4 93,6% 108 20,1 81,1% 158 11,1 96,4% 141 29,9 97,5% 330	2021 33,7 96,2% 266 7,3 95,9% 103 18,4 77,7% 144 10,1 95% 126 28,3 97% 302

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Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Villalonga I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Villalonga II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pomona I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pomona II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Necochea(6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte II(5) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte III(5) (6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte IV(5) (6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Parques solares Ullum Solar I(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Ullum Solar II(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Ullum Solar III(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Centrales térmicas Matheu(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) .................................... Paraná(2)	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 16,7 97,9% 244 15,3 95,9% 236 0,8 96,4% 16 11,6 92,7% 212 1,0 98,2% 20 - - - - - - - - - - - - 3,7 76,2% 58 3,9 78,1% 60 5,1 76,7% 75 2,8 99,8% 22	2020 60,6 97,2% 671 16,6 97,1% 252 1,0 97,8% 17 25,6 93,2% 390 2,3 80,4% 41 9,7 96,9% 150 - - - - - - - - - 4,1 79,2% 64 4,2 79,9% 63 5,7 81,6% 83 0,6 99,9% 9	2021 57,3 96,5% 625 15,5 97,1% 231 0,9 97,9% 15 24,5 95,4% 367 2,8 98,6% 47 10,5 97,8% 158 5,0 86,9% 88 13,5 88,7% 211 9,3 79,1% 319 4,0 79,8% 61 4,0 81,7% 63 5,3 80,2% 80 - - -

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Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad ................................. Generación neta (GWh) ..................................... Concepción del Uruguay(3) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Olavarría(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Las Armas Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Bragado(1) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pinamar(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Gobernador Costa(3) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Río Mayo(3) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Cruz Alta Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) .....................................	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 6,3 99,8% 13 9,0 99,7% 11 8,5 99,9% 35 9,7 98,9% 113 48,0 98,9% 420 0,5 88,8% 11 0,3 66,5% 2 0,2 99,9% 2 14,5 99,8 20	2020 1,3 91,6% 3 1,2 100% 1 1,5 97,8% 35 7,4 81.1% 105 45,1 96,6% 306 - - - - - - - - - 9,0 100% 8	2021 - - - - - - - - - - 4,86% 1 38,6 95,3% 283 - - - - - - - - - 9,6 99,1% 13

Notas:

(1) Las centrales térmicas Bragado II y Bragado III obtuvieron habilitación comercial el 18 de febrero de 2017 y el 5 de mayo de 2017, respectivamente. La central térmica Bragado I dejo de operar el 01 de noviembre del 2021, conforme lo determinado mediante RESOL-2021-1120-APN-SE#MEC.

(2) La central térmica de Pinamar dejó de operar a partir del 1 de abril de 2019, conforme lo determinado mediante Resolución 2019-4-APN-SRRYME # MHA del Ministerio de Finanzas.

La central térmica de Matheu dejó de operar a partir del 30 de abril de 2020, conforme lo determinado mediante Resolución B-144924-1 del Ministerio de Finanzas.

La central térmica Paraná, dejó de operar a partir del 9 de Diciembre 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-285-APN-SE#MEC.

La central térmica Las Armas II, dejó de operar a partir del 1 de mayo 2021, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2021-376-APN-SE#MEC

(3) El 4 de abril de 2019 se hizo entrega a la Provincia del Chubut, a través de una consignación judicial, de los inmuebles, instalaciones y demás bienes que conforman las centrales de generación eléctrica de las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa.

(4) Ullum Solar I y II iniciaron operaciones comerciales el 19 de diciembre de 2018. Ullum Solar III inició operaciones comerciales el 22 de diciembre de 2018.

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(5) Chubut Norte II inició operación comercial el 27 de marzo de 2021, Chubut Norte III el 25 de febrero de 2021 y Chubut Norte IV el 04 de Febrero de 2021.

(6) Corresponde a negocios conjuntos que posee la Sociedad. Los importes de ventas netas indicados corresponden al 100% de los ingresos de cada negocio conjunto.

Parques eólicos

Parque eólico Rawson I y II

En el año 2009, la Emisora participó en un proceso de licitación internacional (Licitación IEASA N°1/2009) llevado a cabo por IEASA de acuerdo con el Programa de Energías Renovables para desarrollar y operar nuevas energías renovables. En el año 2010, se le adjudicó a la Emisora el derecho a desarrollar y operar un parque eólico situado en la localidad de Rawson, Provincia del Chubut. Los parques eólicos Rawson I y II comprenden centrales de generación de energía eólica con una capacidad instalada de 84 MW a la fecha del presente Prospecto conformada por 43 turbinas eólicas (modelo V90 1,8 MW, clase IEC IIA) adquiridas a Vestas en 2010. Las turbinas eólicas de los Parques Eólicos Rawson I y II son operadas y monitoreadas en forma remota por el equipo de la Emisora a través del sistema SCADA, en coordinación con el centro de control de Vestas en India, que también opera y supervisa parques eólicos en forma permanente en todo el mundo. La responsabilidad máxima de Vestas en virtud de este contrato se limita, en términos generales, a la remuneración anual total pagadera a Vestas durante la vigencia del contrato.

Los parques eólicos Rawson I y II obtuvieron habilitación comercial en enero de 2012. El importe total invertido por la Emisora en el marco de este proyecto fue de US$154,3 millones, el cual fue financiado mediante aportes de capital y deuda. Las torres y turbinas del parque eólico Rawson están ubicadas en propiedades adquiridas por la Emisora, la cual también construye y mantiene las vías de acceso a esos activos.

El factor de carga de un parque eólico es el coeficiente entre la producción real del parque eólico durante un intervalo de tiempo y su potencial de producción si le fuera posible operar a la capacidad instalada total de manera continua durante el mismo intervalo de tiempo. Desde el inicio de su operación comercial, el parque eólico Rawson viene generando electricidad sin mayores interrupciones y registró un factor de carga promedio de 40,63% hasta el 31 de diciembre de 2021, de acuerdo con la información proporcionada por CAMMESA.

Asimismo, de acuerdo con el Protocolo de Kioto del cual Argentina es firmante, la Emisora obtuvo la registración del parque eólico Rawson como “Mecanismo de Desarrollo Limpio” ante las Naciones Unidas. En 2013, Genneia celebró un acuerdo para la venta de Reducciones de Emisiones Certificadas (“ REC ”) con Mercuria Energy Trading S.A. (“ Mercuria ”) por las primeras 355.000 REC que la Emisora emitió por un precio fijo de €1.050.000 (aproximadamente US$1.352.055 al 30 de junio de 2018). Por otra parte, en 2015, la Emisora celebró un acuerdo con Natura Cosméticos S.A. para la venta de 70.000 bonos de carbono (VCU) a dicha compañía por un precio total de US$301.000.

La Secretaría de Gobierno de Energía instruyó a IEASA a efectuar el cambio de titularidad de los Parques Eólicos Rawson I y II y la cesión de los Contratos de Abastecimiento MEM a favor de Genneia S.A. La Subsecretaría de Mercado Eléctrico, mediante la nota NO-2019-93090962-APN-SSME#MHA, autorizó en forma provisoria el cambio de titularidad. Por lo que a partir de noviembre 2019, Genneia S.A. es contraparte de los Contratos de Abastecimiento MEM y CAMMESA efectúa los pagos directamente a Genneia S.A.

Parque Eólico Rawson III

En diciembre de 2017, el parque eólico Rawson III inició su operación comercial, que amplió la capacidad instalada de los parques eólicos Rawson I y II, en 25 MW. El costo de este proyecto fue de aproximadamente US$39 millones.

El parque eólico se encuentra en un predio aledaño a los parques eólicos de la Sociedad de Rawson I y II —en lo que la Emisora entiende es una ubicación estratégica tanto desde el punto de vista del recurso eólico como de la factibilidad de acceso al SADI —en las cercanías de la ciudad de Rawson, cinco kilómetros al sur de la Ruta Nacional N°25 y en el kilómetro 158 de la Ruta Provincial N°1, que constituye la principal vía de acceso al parque. En función de las estimaciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración dos años de estudios de viento realizados por la Emisora y evaluaciones de viento preparadas por consultores técnicos independientes, la Emisora considera que podría alcanzar un factor de carga del 49,2% con un 50% de probabilidad (también conocido en la industria como "P50") durante un período de 10 años. El parque eólico Rawson III cuenta con doce turbinas eólicas de 2 MW de capacidad instalada. Actualmente, la

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Emisora posee derechos de usufructo (que ha escriturado a su favor) sobre el inmueble en el que está situado el parque eólico, con el derecho de escriturar el dominio la propiedad.

En 2010, la Emisora celebró contratos de servicios y disponibilidad con Vestas en virtud de los cuales Vestas acordó proporcionar asistencia técnica, capacitación y servicios de mantenimiento a la Emisora con relación a las turbinas de los parques eólicos Rawson I y II, durante un plazo inicial de cinco años. El 23 de mayo de 2017, la Emisora celebró un contrato de servicios y disponibilidad unificado con Vestas para los parques eólicos Rawson I y II y el parque eólico Rawson III que prorrogó el plazo del acuerdo durante otro período de 10 años. Además, conforme a este contrato, Vestas acordó garantizar un factor de disponibilidad de 97,6% durante el primer año del contrato y del 98% durante el período restante. Las turbinas eólicas de Rawson son operadas y monitoreadas en forma remota por el equipo de operaciones de la Emisora a través del sistema SCADA, en coordinación con el centro de control de Vestas en India, que también opera y supervisa continuamente los parques eólicos de manera global. La responsabilidad máxima de Vestas en virtud de este contrato se limita, en términos generales, a la remuneración anual total pagadera a Vestas durante la vigencia del contrato.

El parque cuenta con PPAs firmados con usuarios privados. En septiembre de 2016, la Emisora celebró un PPA privado con Loma Negra, de 20 años, denominado en Dólares Estadounidenses, por aproximadamente el 60% de la capacidad del parque eólico Rawson III.

Parque Eólico Trelew

El 29 de noviembre de 2017, y como parte de un plan estratégico de la Emisora para consolidar un hub eólico de más de 500 MW en la Provincia del Chubut, la Emisora adquirió de Sideli S.A. (quien a su vez había adquirido este activo en 2016 de Isolux Corsán) el 100 % de las acciones de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. (antes denominada Isolux Corsán Energías Renovables S.A.), sociedad titular del Parque Eólico Trelew. El 16 de abril de 2018, la CNDC autorizó dicha adquisición accionaria. A la fecha del presente Prospecto, la Emisora desconoce la identidad del controlante y de los beneficiarios finales de Sideli S.A.

El Parque Eólico Trelew es una central de generación de energía eólica, adjudicada por IEASA en el año 2010 a Isolux Corsán, entonces accionista de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., bajo la Licitación N°1/2009 (Licitación GENREN). El parque eólico está compuesto por 17 turbinas eólicas Alstom/General Electric (modelo ECO100, de 3 MW cada una), es decir, una capacidad instalada de 51 MW. Las torres y turbinas del Parque Eólico Trelew están ubicadas en un inmueble en el que la Emisora posee derechos de usufructo otorgados por terceros, escriturados a su favor. La vigencia de los derechos de usufructo otorgados por terceros supera al plazo del PPA pertinente.

El Parque Eólico Trelew fue construido en 2013 y en agosto de dicho año comenzó su operación comercial, pero ha sido operado por Genneia desde el 29 de noviembre de 2017. El monto total invertido por la Emisora en la adquisición de este parque eólico a Sideli S.A. asciende a US$40 millones. Bajo el contrato de compraventa de acciones firmado para la adquisición de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., la Emisora adquirió una compañía que tenía una deuda financiera con el Fideicomiso Financiero Loma Blanca Serie I, contraída para la construcción del parque eólico, la cual al 29 de noviembre de 2017 ascendía a US$55 millones. Para mayor información, ver “ Fideicomiso financiero Loma Blanca Serie I ”. En función de informaciones periodísticas que daban cuenta de una denuncia promovida por algunos diputados nacionales con relación a dicha adquisición, la Sociedad realizó una presentación espontánea en el expediente judicial en el mes de febrero de 2018 a fin de ponerse a entera disposición de las autoridades judiciales y exponer acabadamente acerca de los antecedentes de la operación, suministrando el contrato de compraventa de acciones, y dejando expresamente establecido la absoluta licitud y validez de la misma.

A la fecha del presente Prospecto, ni la Sociedad, ni ningún funcionario o empleado pasado o actual de la misma, se encuentran involucrados en investigaciones relacionadas con esta causa judicial, ni han recibido requerimientos de información o documentación adicional por parte de las autoridades judiciales.

La Secretaría de Gobierno de Energía instruyó a IEASA a efectuar el cambio de titularidad del Parque Eólico Trelew y la cesión del Contratos de Abastecimiento MEM a favor de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. La Subsecretaría de Mercado Eléctrico, ha autorizado a CAMMESA al cambio de titularidad, en carácter provisorio, hasta tanto se perfeccione el acto administrativo correspondiente.

Parque eólico Madryn I y II

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Con fecha 28 de septiembre de 2016, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación dictó la Resolución N° 202 - E/2016 (la “ Resolución 202 ”), mediante la cual, entre otras medidas se establecieron los términos y condiciones bajo los cuales los titulares de proyectos renovables con PPA suscriptos con IEASA (ex “ENARSA”) bajo la Resolución SE N°712/2009 como era el caso de los Parques Eólicos PEM I, PEM II, PEM Norte, PEM Sur y PEM Oeste, podrían celebrar nuevos contratos con CAMMESA.

El 31 de mayo de 2017 la Compañía celebró dos PPA denominados en Dólares Estadounidenses a 20 años con CAMMESA con respecto a toda la capacidad instalada del parque eólico Puerto Madryn basados en los modelos de PPAs incluidos en las Resoluciones No. 202-E/2016 y 168-E/ 2017, respectivamente. Los PPAs vencerán 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorgó la autorización comercial.

El 2 de noviembre de 2018, entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn I. Con una potencia instalada de 71,1 MW, el proyecto que debía finalizarse en mayo de 2019, alcanzó su puesta en marcha seis meses antes de lo previsto en el contrato con CAMMESA celebrado en el marco de la Resolución N° 202/16 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación y el Régimen de Fomento de las Energías Renovables establecido por las Leyes N° 26.190 y 27.191. El parque tiene 20 aerogeneradores de 3,6 MW de potencia cada uno.

El 26 de septiembre de 2019, entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn II. Con una potencia instalada de 151,2 MW, el proyecto que debía finalizarse en noviembre de 2019, alcanzó su puesta en marcha dos meses antes de lo previsto en el contrato con CAMMESA celebrado en el marco de la Resolución N° 202/16 del Ministerio de Energía y Minería de la Nación y el Régimen de Fomento de las Energías Renovables establecido por las Leyes N° 26.190 y 27.191. El parque tiene 42 aerogeneradores de 3,6 MW de potencia cada uno.

Parque eólico Villalonga I

En el marco de la licitación RenovAr, el 12 de enero de 2017, la subsidiaria Genneia Vientos Argentinos S.A. celebró un PPA denominado en Dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada comprometida del parque eólico Villalonga I.

El 23 de mayo de 2017, Genneia Vientos Argentinos S.A. celebró un contrato de servicios y disponibilidad con Vestas, en virtud del cual Vestas acordó brindar servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento a la Emisora respecto a las turbinas que componen el parque eólico Villalonga I por un periodo de diez años. Además, bajo este contrato, Vestas acordó garantizar un factor de disponibilidad del 96% o 97%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, para el primer año del acuerdo y 97% o 98%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, por el período restante del contrato.

El 19 de junio de 2018, Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A., subsidiarias totalmente controladas por la Emisora, celebraron contratos de financiamiento para los parques eólicos Villalonga I y Chubut Norte I por hasta US$130,7 millones con EKF, SMBC, CAF y FMO, que se utilizaran para la construcción y costos iniciales del proyecto. Actualmente ya se han cumplido las condiciones precedentes fijadas en dichos acuerdos y se han realizados los primeros desembolsos (véase “Antecedentes Financieros – f) Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Financiamiento Subsidiario” ).

El 19 de diciembre de 2018, con una anticipación de cinco meses a la fecha comprometida entró en operación comercial el Parque Eólico Villalonga se encuentra emplazado en un predio de 727 hectáreas, ubicado en la zona sur de la provincia de Buenos Aires, 90 km al norte de la localidad de Carmen de Patagones, sobre la Ruta Nacional N°3, la cual será la vía de acceso principal al parque eólico, y en las cercanías de la localidad de Villalonga, con una línea en 132kV que atravesará el parque por el ala oeste. Basado en las estimaciones y presunciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración cuatro años de estudios de vientos preparados por la Emisora y evaluaciones del viento preparadas por asesores técnicos independientes sobre la base de los estudios de vientos de la Emisora, esta última cree que, el parque eólico Villalonga I puede alcanzar un factor de carga promedio del 52,3%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años. La tecnología de turbinas que se utilizaron en el proyecto Villalonga es Vestas. Este proyecto incluye una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, conectada a la estación Pedro Luro y Carmen de Patagones.

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Parque eólico Villalonga II

El parque eólico Villalonga II forma parte de las nuevas centrales renovables de la Emisora, para la generación de energía eléctrica a ser comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) o en el Mercado “Spot”. El parque eólico Villalonga II tiene una capacidad instalada comprometida de 3,45 MW.

El 18 de mayo de 2018, Genneia celebró un contrato de servicios y disponibilidad con Vestas, en virtud del cual Vestas acordó brindar servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento a la Emisora con respecto a las turbinas que componen el parque eólico Villalonga II por un periodo de diez años. Además, bajo este contrato, Vestas acordó garantizar un factor de disponibilidad del 96%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, para el primer año del acuerdo y 97%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, por el período restante del contrato.

El parque eólico Villalonga II comenzó a operar en diciembre de 2018 y obtuvo la habilitación comercial en febrero de 2019. Se encuentra emplazado en un predio aledaño al parque eólico Villalonga I, ubicado en la zona sur de la provincia de Buenos Aires, 90 km al norte de la localidad de Carmen de Patagones, sobre la Ruta Nacional N°3, la cual será la vía de acceso principal al parque eólico, y en las cercanías de la localidad de Villalonga, con una línea en 132kV que atravesará el parque por el ala oeste. Basado en las estimaciones y presunciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración cuatro años de estudios de vientos preparados por la Emisora y evaluaciones del viento preparadas por asesores técnicos independientes sobre la base de los estudios de vientos de la Emisora, esta última cree que, el parque eólico Villalonga II puede alcanzar un factor de carga promedio del 49%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años. Este proyecto incluye una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, conectada a la estación Pedro Luro y Carmen de Patagones.

Parque eólico Chubut Norte I

El 7 de octubre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°213, a través de la cual le adjudicó a la Emisora el derecho de llevar a cabo el proyecto eólico Chubut Norte I. El 12 de enero de 2017, la Emisora celebró, a través de su subsidiaria Genneia Vientos del Sur S.A., un PPA denominado en Dólares a 20 años con CAMMESA, por la totalidad de la capacidad instalada comprometida del parque eólico Chubut Norte I sobre la base del modelo de PPA incluido en la Resolución N°136.

El 23 de mayo de 2017, Genneia Vientos del Sur S.A. celebró un contrato de servicios y disponibilidad con Vestas, en virtud del cual, Vestas acordó brindar servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento a la Emisora con respecto a las turbinas que componen el parque eólico Chubut Norte I por un periodo de diez años. Además, bajo este contrato, Vestas acordó garantizar un factor de disponibilidad del 96% o 97%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, para el primer año del acuerdo y 97% o 98%, dependiendo de la ocurrencia de ciertos eventos, por el período restante del contrato.

El 19 de junio de 2018, Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A., subsidiarias totalmente controladas por la Emisora, celebraron contratos de financiamiento para los parques eólicos Villalonga I y Chubut Norte I por hasta US$130,7 millones con EKF, SMBC, CAF y FMO, que se utilizaran para la construcción y costos iniciales del proyecto. Actualmente ya se han cumplido las condiciones precedentes fijadas en dichos acuerdos y se han realizado la mayor parte de los desembolsos (Véase “ Antecedentes Financieros – f) Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Financiamiento Subsidiario” ).

El parque eólico Chubut Norte I comenzó su operación comercial en diciembre de 2018, y se encuentra emplazado un predio de 834 hectáreas en la región noreste de la Provincia del Chubut, aproximadamente a unos 20 km al norte del cruce entre la Ruta Nacional N°3 y la Ruta Provincial N°4. Basado en las estimaciones y presunciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración cuatro años de estudios de vientos preparados por la Emisora y evaluaciones de datos eólicos preparadas por DNV GL sobre la base de los estudios de vientos de la Emisora, esta última cree que el proyecto eólico Chubut Norte I puede alcanzar un factor de carga de 50,9%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años. Este proyecto incluye la instalación de una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, conectada a la estación transformadora Puerto Madryn en 132/300kV.

A partir de la sanción de la Ley Provincial XVI N°101, desde el 27 de diciembre de 2019, se amplió el ejido municipal de Puerto Madryn y sometió, en consecuencia, la actividad del parque a las disposiciones del Código Tributario Municipal. En abril del 2020, mediante la Ordenanza N°11.349 (modificada por la Ordenanza N°11.546) , la Municipalidad de Puerto Madryn estableció bases imponibles específicas para la actividad de generación eólica respecto de la tasa de habilitación,

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inspección, seguridad e higiene y control ambiental, y de la tasa de construcción. A la fecha del presente Prospecto, la Sociedad ha hecho una presentación ante CAMMESA, solicitando una revisión del precio del PPA para compensar las tarifas, en caso de que las tasas fueren consideradas válidas. Véase “Información sobre la Emisora —Procedimientos Judiciales ”.

Parque Eólico Pomona I

El 25 de noviembre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°281 a través de la cual le adjudicó a la Emisora el derecho de llevar a cabo el proyecto eólico Pomona I. En mayo de 2017, la subsidiaria Genneia Vientos del Soeste S.A. celebró un PPA denominado en Dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada del parque eólico Pomona I (“ Pomona I ”).

Pomona I está emplazado sobre 1.365 hectáreas en la región central de la Provincia de Río Negro, aproximadamente 4 km al oeste de la estación transformadora de 500kV de Choele Choel. Pomona I, demandó una inversión de US$135 millones. Su capacidad instalada es de 101,4 MW y cuenta con 26 aerogeneradores de 3,9 MW de potencia cada uno. Basado en las estimaciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración dos años de estudios de vientos preparados por la Emisora, esta última cree que Pomona I podría alcanzar un factor de carga promedio del 45,1%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años. Este proyecto incluyó la instalación de una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, la cual conecta las localidades de Choele Choel y Beltrán.

El 29 de septiembre de 2017, Genneia Vientos del Soeste S.A. celebró un contrato de servicios y disponibilidad con Nordex en virtud del cual Nordex acordó brindar servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento a la Emisora con respecto a las turbinas que componen a Pomona I por un periodo de diez años. Asimismo, en virtud de este contrato, Nordex acordó garantizar un factor de disponibilidad del 96% durante el primer año del contrato y del 98% para el periodo restante.

El 8 de julio de 2018, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. suscribió un acuerdo de financiamiento con KfW y DEG por el monto de US$ 142 millones. (Véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera—Financiamiento Subsidiario”)

Con fecha 12 de julio de 2019, CAMMESA otorgó la habilitación comercial al Pomona I para despachar energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión. Cabe destacar que Pomona I ha alcanzado su puesta en marcha antes de lo previsto en el contrato con CAMMESA, celebrado en el marco del Programa RenovAr Ronda 1.5.

Parque Eólico Pomona II

El parque forma parte de las nuevas centrales renovables de la Emisora, para la generación de energía eléctrica a ser comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) o en el Mercado “Spot”. El parque eólico Pomona II tiene una capacidad instalada de 12 MW y un costo aproximado de US$14,4 millones.

El parque eólico Pomona II está emplazado en el inmueble aledaño al parque eólico Pomona I, en la región central de la Provincia de Río Negro, aproximadamente a 4 km al oeste de la estación transformadora de 500kV de Choele Choel. Basado en las estimaciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración dos años de estudios de vientos preparados por la Emisora, esta última cree que, una vez que esté en pleno funcionamiento, el parque eólico Pomona II podría alcanzar un factor de carga promedio del 45,1%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años. El proyecto incluyó la instalación de una subestación en 33/132kV dentro del parque y la conexión al SADI a través de una línea de 132kV, la cual conecta las localidades de Choele Choel y Beltrán.

El 5 de abril de 2018, la Emisora celebró un contrato de servicios y disponibilidad con Nordex en virtud del cual Nordex acordó brindar servicios de asistencia técnica, capacitación y mantenimiento a la Emisora con respecto a las turbinas que componen el parque eólico Pomona II por un periodo de diez años. Asimismo, en virtud de este contrato, Nordex acordó garantizar un factor de disponibilidad del 96% durante el primer año del contrato y del 98% para el periodo restante.

El 23 de julio de 2019, la Emisora firmó un préstamo corporativo de US$ 31 millones con KfW para la construcción de los parques eólicos Pomona II y Chubut Norte II. El financiamiento consiste en un préstamo garantizado de 4 años, otorgado por KfW y garantizado por la Agencia Alemana de Crédito a la Exportación “Euler Hermes”.

A la fecha de este Prospecto, el parque eólico Pomona II se encuentra construido, con una capacidad instalada de 12 MW, y en operación comercial desde agosto del 2019.

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Parque Eólico Necochea

El 21 de noviembre de 2016, la Sociedad celebró un contrato con Centrales de la Costa Atlántica S.A. (“ Centrales de la Costa ”) para llevar a cabo y financiar conjuntamente el proyecto eólico Necochea de 37,95 MW (en adelante, el “ Contrato de Joint Venture de Necochea ”). El 25 de noviembre de 2016, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N° 281 a través de la cual le adjudicó a Centrales de la Costa el derecho a llevar a cabo el proyecto eólico Vientos de Necochea. El 21 de noviembre de 2017, Vientos de Necochea S.A, en la cual Genneia S.A. tiene un 50% de participación y Centrales de la Costa Atlántica S.A. el 50% restante, suscribió un contrato de compraventa de energía (PPA) a 20 años con CAMMESA para toda la capacidad instalada del parque eólico Vientos de Necochea I.

Basado en las estimaciones y presunciones de la Emisora, las cuales, entre otras cosas, toman en consideración dos años de estudios de vientos preparados por la Emisora, esta última cree que, el parque eólico Necochea podría alcanzar un factor de carga promedio del 47,8%, con una probabilidad del 50% (lo que en la industria también se conoce como “P50”) en un período de diez años.

En mayo de 2018, Vientos de Necochea S.A. celebró un acuerdo con Vestas Argentinas S.A. para la provisión de mantenimiento y garantía de disponibilidad de aerogeneradores para este proyecto.

El 8 de febrero de 2020, CAMMESA otorgó la autorización comercial del parque eólico Vientos de Necochea. Esto significó una demora en los plazos comprometidos bajo el PPA, ya que la fecha acordada en dicho contrato era el 11 de diciembre de 2019.

El 9 de junio de 2021, a través de la Nota B-156007-1, CAMMESA informó a Vientos de Necochea que correspondía la aplicación de la multa prevista en la Cláusula 13.3(b) consistente en un monto de mil trescientos ochenta y ocho Dólares (US$ 1.388) por cada megavatio de potencia contratado por cada día de atraso del PPA, por la suma de US$ 2.897.103 (la “Multa Impuesta”), cuyo cobro se realizaría mediante su descuento en las Liquidaciones de Ventas.

A la fecha del presente Prospecto, mediante notas B-157586-1, CAMMESA dió lugar al pedido de prórroga presentado por Vientos de Necochea, informando que la Fecha de Habilitación Comercial del proyecto se encontraba prorrogada más allá de la fecha de habilitación comercial efectiva y durante el mes de enero 2022 procedió a devolver de una sola vez las cuotas descontadas de la Multa Impuesta.

Parque Eólico “Chubut Norte IV”

El 29 de noviembre de 2017, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°473-E/2017 a través de la cual le adjudicó a la Emisora el derecho de llevar a cabo el proyecto eólico Chubut Norte IV de 83,22 MW de potencia El 26 de junio de 2018, la Emisora a través de su subsidiaria Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (“Vientos Sudamericanos”) celebró un PPA denominado en Dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada del parque eólico Chubut Norte IV. De conformidad con la Resolución N°275-E/2017 emitida por el Ministerio de Energía, la Emisora entregó a CAMMESA seguros de caución por la suma total de US$20,7 como garantía de las obligaciones de la Emisora bajo el PPA.

El parque eólico Chubut Norte IV es aledaño a los parques eólicos Chubut Norte II y III, y está emplazado en la Ruta Nacional N°3 donde se ubica el acceso principal al predio, aproximadamente 18 km al noreste de la ciudad de Puerto Madryn, Provincia del Chubut. Los parques eólicos Chubut Norte II, III, y IV se encuentran emplazados sobre un inmueble cuyos titulares (en condominio) son Vientos Sudamericanos (por el P.E. CH.N. IV), Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. (por el P.E. CH.N. III) y la Emisora (por el P.E. CH.N II), por las siguientes partes indivisas: (i) Genneia: 28,36%; (ii) Vientos Sudamericanos: 43,29%; y (iii) Vientos Patagónicos: 28,35%. Los condóminos realizaron un plano de deslinde y fraccionamiento del inmueble e iniciaron el trámite para obtener la aprobación y registración de dicho plano ante la Dirección General de Catastro de la Provincia de Chubut. La registración se encuentra pendiente de aprobación por la Dirección de Catastro.

Basado en las estimaciones y presunciones preparadas por asesores técnicos independientes, las cuales toman en consideración estudios de vientos preparados por la Emisora, la Emisora cree que el parque eólico Chubut Norte IV podría alcanzar un factor de carga del 53,3%, con P50 en un período de veinte años.

El 13 de agosto de 2018, Vientos Sudamericanos celebró (i) con Nordex Energy GmbH y Nordex Windpower S.A., un contrato para la construcción bajo la modalidad “llave en mano” ( Engineering, Procurement and Construction Agreement ) del parque eólico Chubut Norte IV, incluyendo todas las obras requeridas en relación con el diseño, ingeniería, suministro de

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aerogeneradores, construcción (obra civil y eléctrica), puesta a punto, prueba, puesta en marcha y finalización de dicho parque; y (ii) con Nordex Argentina S.A., un acuerdo para la prestación de servicios y garantía de disponibilidad ( O&M Agreement ) sobre equipos de dicho parque eólico, que entrará en vigencia una vez iniciada la etapa de operación y finalizará transcurridos los diez años de su celebración. Bajo este contrato, Nordex se comprometió a una “disponibilidad media medida” del parque eólico del 96% para el primer año del acuerdo y del 97,5% por el período restante del contrato.

En relación al financiamiento del parque eólico, ver “ Financiamiento – Financiamiento del Proyecto Chubut Norte III y Chubut Norte IV ”.

A través de la nota NO-2020-37458730-APN-SE-MDP fechada 10 de junio de 2020, la Subsecretaría de Energía suspendió los plazos en el marco de la ejecución de los contratos para los programas RenovAr entre el 12 de marzo de 2020 y el 12 de septiembre de 2020 con motivo de la pandemia de COVID. Asimismo, a través de la nota NO-2020-60366379-APN-SSEEMEC, del 10 de septiembre de 2020, la Subsecretaría de Energía amplió el período de suspensión hasta el 15 de noviembre de 2020. Luego, el plazo fue extendido por 45 días adicionales, mediante la nota NO-2020-88681913-APN-SE-MEC de fecha 18 de diciembre de 2020. En consecuencia, la nueva fecha de COD pasó a ser el 22 de enero de 2021.

El 4 de febrero de 2021, CAMMESA otorgó la autorización comercial del parque eólico Chubut Norte IV. Esto significó una demora en los plazos comprometidos bajo el PPA. En este contexto, CAMMESA podría pretender la aplicación, de la multa contemplada en el PPA, consistente en un monto de mil trescientos ochenta y ocho Dólares (US$1.388) por cada megavatio de potencia contratada por cada día de retraso en alcanzar la Fecha de Habilitación Comercial con respecto a la Fecha de Habilitación Comercial comprometida.

No obstante, en virtud de la note NO-2020-47458730-APN-SE#MDP de fecha 10 de junio de 2020, el Ministerio de Energía suspendió el cálculo de vencimientos en el marco de la firma de contratos del programa RenovAr entre el 12 de marzo de 2020 y el 12 de septiembre de 2020 debido a la pandemia de COVID-19. En virtud de la nota NO-2020-60366379-APNSSEE#MEC de fecha 10 de septiembre de 2020, el Ministerio de Energía prorrogó el período de suspensión hasta el 15 de noviembre de 2020. El Ministerio de Energía prorrogó el plazo por 45 días adicionales, a través de la nota NO-202088681913-APN-SE#MEC de fecha 18 de diciembre de 2020.

Posteriormente, el 4 de marzo de 2021, la Secretaría de Energía de la Nación, mediante Nota NO-2021-19390103-APNSE#MEC, dispuso el otorgamiento de una prórroga por un plazo de hasta 88 días corridos en la fecha acordada en los PPAs para la habilitación comercial, de aquellos proyectos que puedan acreditar demoras como consecuencia de las restricciones cambiarias resueltas mediante el DNU N° 609/2019 y la Comunicación “A” 6770 del Banco Central de la República Argentina. El otorgamiento de la prórroga se encuentra condicionada a que los titulares de los proyectos renuncien a formular reclamos vinculados con las restricciones cambiarias.

A la fecha del presente Prospecto, mediante nota B-156891-1, CAMMESA dio lugar al pedido de prórroga presentado por Vientos Sudamericanos, informando que la FPHC del proyecto se encuentra prorrogada más allá de la fecha de habilitación comercial real y no corresponde la aplicación de la penalidad contemplada en el Artículo 13.2 del PPA..

Parque Eólico “Chubut Norte III”

El 30 de noviembre de 2017, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°473-E/2017 a través de la cual le adjudicó a la Emisora el derecho de llevar a cabo el proyecto eólico Chubut Norte III de 57,7MW de potencia. El 26 de junio de 2018, la Emisora a través de su subsidiaria Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. (“Vientos Patagónicos”) celebró un PPA denominado en Dólares a 20 años con CAMMESA por la totalidad de la capacidad instalada del parque eólico Chubut Norte III. De conformidad con la Resolución N°275-E/2017 emitida por el Ministerio de Energía, la Emisora entregó a CAMMESA seguros de caución por la suma total de US$14,4 millones como garantía de las obligaciones de la Emisora bajo el PPA.

El eólico Chubut Norte III es aledaño a los parques eólicos Chubut Norte II y IV, y está emplazado en la Ruta Nacional N°3 donde se ubica el acceso principal al predio, aproximadamente 18 km al noreste de la ciudad de Puerto Madryn, Provincia del Chubut. Los parques eólicos Chubut Norte II, III, y IV se encuentran emplazados sobre un inmueble cuyos titulares (en condominio) son Vientos Patagónicos (por el P.E. CH.N. III), Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (por el P.E. CH.N. IV), y la Emisora (por el P.E. CH.N II), por las siguientes partes indivisas: (i) Genneia: 28,36%; (ii) Vientos Sudamericanos: 43,29%; y (iii) Vientos Patagónicos: 28,35%. Los condóminos realizaron un plano de deslinde y fraccionamiento del inmueble e iniciaron el trámite para obtener la aprobación y registración de dicho plano ante la Dirección General de Catastro de la Provincia de Chubut. La registración se encuentra pendiente de aprobación por la Dirección de Catastro.

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Basado en las estimaciones y presunciones preparadas por asesores técnicos independientes, las cuales toman en consideración estudios de vientos preparados por la Emisora, la Emisora cree que, el parque eólico Chubut Norte III puede alcanzar un factor de carga del 52,8%, con P50 en un período de veinte años.

En relación al financiamiento del parque eólico, ver “ Financiamiento – Financiamiento del Proyecto Chubut Norte III y Chubut Norte IV ”.

A través de la nota NO-2020-37458730-APN-SE-MDP, fechada 10 de junio de 2020, la Subsecretaría de Energía suspendió los plazos en el marco de la ejecución de los contratos para los programas RenovAr entre el 12 de marzo de 2020 y el 12 de septiembre de 2020, con motivo de la pandemia COVID-19. Asimismo, a través de la nota NO-2020-60366379-APN-SSEEMEC, del 10 de septiembre de 2020, la Subsecretaría de Energía amplió el período de suspensión hasta el 15 de noviembre de 2020. Luego, el plazo fue extendido por 45 días adicionales, mediante la nota NO-2020-88681913-APN-SE-MEC de fecha 18 de diciembre de 2020. En consecuencia, la nueva fecha de COD pasó a ser el 22 de enero de 2021.

El 25 de febrero de 2021, CAMMESA otorgó la autorización comercial del parque eólico Chubut Norte III. Esto significó una demora en los plazos comprometidos bajo el PPA. En este contexto, CAMMESA podría pretender la aplicación, de la multa contemplada en el PPA, consistente en un monto de mil trescientos ochenta y ocho Dólares (US$1.388) por cada megavatio de potencia contratada por cada día de retraso en alcanzar la Fecha de Habilitación Comercial con respecto a la Fecha de Habilitación Comercial comprometida.

Posteriormente, el 4 de marzo de 2021, la Secretaría de Energía de la Nación, mediante Nota NO-2021-19390103-APNSE#MEC, dispuso el otorgamiento de una prórroga por un plazo de 88 días corridos en la fecha acordada en los PPAs para la habilitación comercial, de aquellos proyectos que puedan acreditar demoras como consecuencia del establecimiento de las restricciones cambiarias mediante el dictado del DNU N° 609/2019 y de la Comunicación “A” 6770 del Banco Central de la República Argentina (BCRA). El otorgamiento de la prórroga se encuentra condicionada a que los titulares de los proyectos renuncien a formular reclamos vinculados con las restricciones cambiarias.

A la fecha del presente Prospecto, mediante notas B-156890-1, CAMMESA dio lugar al pedido de prórroga presentado por Vientos Patagónicos, informando que la FPHC del proyecto se encuentra prorrogada más allá de la fecha de habilitación comercial real y no corresponde la aplicación de la penalidad contemplada en el Artículo 13.2 del PPA..

Parque Eólico “Chubut Norte II”

El activo forma parte de las nuevas centrales renovables de la Emisora, para la generación de energía eléctrica a ser comercializada en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) o en el Mercado “Spot”. El parque eólico Chubut Norte II tiene una capacidad instalada comprometida de 26,28 MW.

El parque eólico Chubut Norte II es aledaño de los parques eólicos Chubut Norte III y IV, y está emplazado en la Ruta Nacional N°3, aproximadamente 18 km al noreste de la ciudad de Puerto Madryn, Provincia del Chubut. Los parques eólicos Chubut Norte II, III, y IV se encuentran emplazados sobre un inmueble cuyos titulares (en condominio) son Vientos Patagónicos (por el P.E. CH.N. III), Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (por el P.E. CH.N. IV), y la Emisora (por el P.E. CH.N II), por las siguientes partes indivisas: (i) Genneia: 28,36%; (ii) Vientos Sudamericanos: 43,29%; y (iii) Vientos Patagónicos: 28,35%. Los condóminos realizaron un plano de deslinde y fraccionamiento del inmueble e iniciaron el trámite para obtener la aprobación y registración de dicho plano ante la Dirección General de Catastro de la Provincia de Chubut. La registración se encuentra pendiente de aprobación por la Dirección de Catastro.

Basado en las estimaciones y presunciones preparadas por asesores técnicos independientes, las cuales toman en consideración estudios de vientos preparados por la Emisora, la Emisora cree que, el parque eólico Chubut Norte II puede alcanzar un factor de carga del 52,8%, con P50 en un período de veinte años.

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El 10 de agosto de 2018, Genneia celebró con (i) con Nordex Energy GmbH y Nordex Windpower S.A., un contrato para la construcción bajo la modalidad “llave en mano” ( Engineering, Procurement and Construction Agreement ) para el parque eólico Chubut Norte II, incluyendo todas las obras requeridas en relación con el diseño, ingeniería, suministro de aerogeneradores, construcción (obra civil y eléctrica), puesta a punto, prueba, puesta en marcha y finalización de dicho parque; y (ii) con Nordex Argentina S.A., un acuerdo para la prestación de servicios y garantía de disponibilidad ( O&M Agreement ) sobre equipos de dicho parque eólico, que entrará en vigencia una vez iniciada la etapa de operación y finalizará transcurridos los diez años. Bajo este contrato, Nordex se comprometió a una “disponibilidad media medida” del parque eólico del 96% para el primer año del acuerdo y del 97,5% por el período restante del contrato.

En relación al financiamiento del proyecto, ver “ Financiamiento – Financiamiento de los Proyectos Parque Eólico Pomona II y Parque Eólico Chubut Norte II ”.

El 27 de marzo de 2021, CAMMESA otorgó la autorización comercial del parque eólico Chubut Norte II para despachar energía eólica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Centrales solares

Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum 1, 2 y 3

En el marco de la Ronda 1.5 del Programa RenovAr, el Ministerio de Energía emitió la Resolución N°281 E-2016, a través de la cual adjudicó al desarrollador original, el derecho a desarrollar los proyectos de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum. Con fechas 26 de mayo de 2017 y 30 de junio de 2017, Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3, respectivamente, celebraron cada una un PPA a 20 años denominados en Dólares Estadounidenses celebrados con CAMMESA por el total de la capacidad instalada de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum, formalizados según el modelo relevante de PPA incluido en la Resolución N°252.

En abril de 2018, la Emisora adquirió las sociedades Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3, las cuales contaban con PPAs firmados con CAMMESA por los proyectos de Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum. El 9 de abril de 2018, Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 celebraron con Energías Sustentables S.A. contratos para la construcción bajo la modalidad “llave en mano” ( Engineering, Procurement and Construction Agreement, o “ EPC ” ) de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum, incluyendo todas las obras requeridas en relación con el diseño, ingeniería, suministro de componentes principales, construcción (obra civil y eléctrica), puesta a punto, prueba, puesta en marcha y finalización de dichas Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum (los “ Contratos EPC Ullum ”); y el 26 de marzo de 2019, la Emisora celebro con Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 contratos para la prestación de servicios de operación y mantenimiento de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum, los cuales se encuentran plenamente vigentes.

Las Centrales Solares Fotovoltaicas se encuentran emplazadas en el margen de la Ruta Provincial nº54, aproximadamente a 12 km al noroeste de Villa Ibáñez, en el departamento de Ullum, Provincia de San Juan, Argentina, y tienen las mismas especificaciones y el mismo acceso principal. Las sociedades Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3 han celebrado contratos de arrendamiento a 30 años con EPSE sobre un total de 295 hectáreas en el cual se asientan las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum.

Con fecha 28 de febrero de 2019, el consultor técnico independiente Ingeteam Power Technology S.A. realizó un estudio solare de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum en pleno funcionamiento, que arrojó un Performance Ratio de 84,4%.

En marzo de 2020, CAMMESA comenzó a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Ullum 1 y Ullum 2, por sus respectivos PPAs, el importe total de la multa, en 48 cuotas en Dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo.

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vinculados (el “Acuerdo de EPC”), ESSA asumió la obligación de pagar el monto total de las multas que pudieren ser aplicadas por CAMMESA por demoras en la obtención de la habilitación comercial del Centrales Fotovoltaicas Ullum 1 y Ullum 2, descontadas a una tasa del 12% nominal anual.

La obligación de pago de ESSA se encontraba garantizada por (i) US$ 878.464 depositados en una cuenta de garantía abierta en U.S. Bank National Association, correspondientes al saldo de precio del Acuerdo de EPC, el cual puede ser retirado mediante instrucción individual de las sociedades, y (ii) pagarés librados por ESSA y avalados por Fides Group S.A. y su accionista por un monto total de US$ 878.464. En fecha 14 de mayo del 2020, las sociedades Ullum 1 y Ullum 2 recibieron del U.S. Bank National Association la transferencia de los US$ 878.464 precedentemente mencionados.

En fecha 5 de febrero de 2021, se inició un proceso arbitral único, para cuestionar la procedencia de dichas penalidades, tanto por justificativos de fuerza mayor como por la exorbitancia de las multas.

El 20 de diciembre de 2021, por sentencia arbitral firme y definitiva se rechazó la pretensión de Ullum 1 y 2, y se condenó a dichas sociedades a pagar las penalidad impuestas por CAMMESA.

Centrales Térmicas

En el año 2007, la Emisora participó en un proceso de licitación internacional (Licitación IEASA N°1/2007 y 2/2007) llevado a cabo por IEASA de acuerdo con el Programa de Energía Térmica para desarrollar y operar nueva capacidad instalada de energía térmica. Como resultado de este proceso, se le adjudicó a la Emisora el derecho de 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 combinada de 273 MW. La inversión total de la Emisora en desarrollar los activos de generación para estos proyectos fue de US$315 millones, monto que fue financiado mediante aportes de capital, pedidos de deuda y financiamiento de proveedores.

En 2016 la Emisora participó en un proceso de licitación de la SEN para la nueva capacidad de energía eléctrica y producción para el verano de 2016/2017, el invierno de 2017 y el verano de 2017/2018. La Emisora obtuvo dos PPA para sus proyectos de expansión Bragado II y III con una capacidad instalada combinada de 118 MW. Las centrales térmicas Bragado II y III también tienen turbinas de generación duales (gas natural y combustible diésel) (cuatro turbinas GE TM2500 Gen8). La fecha de habilitación comercial fue el 18 de febrero de 2017 para la primera etapa de 59 MW (central Bragado II) y el 5 de mayo de 2017 para la segunda etapa de 59 MW (central Bragado III). La Emisora ha invertido US$103 millones en el desarrollo de los activos de generación de estos proyectos, financiados a través de aportes de capital y la asunción de deuda.

El 11 de agosto de 2017, la Emisora adquirió de Pluspetrol Resources Corporation B.V. y Pluspetrol Resources Corporation, su mayor central térmica Cruz Alta, ubicada en Tucumán, con una capacidad instalada combinada de 245 MW, a través de la adquisición de GETSA, por intermedio de su subsidiaria totalmente controlada, GEDESA. Esta central térmica tiene dos turbinas General Electric 9171 E de 122,5 MW, cada una de ellas alimentada a gas natural y conectada a una subestación eléctrica en 132 KW. La fecha de inicio de operación comercial de dicha central térmica fue enero de 2002 y febrero de 2003 pero fue operada por la Emisora (a través de GEDESA) desde agosto de 2017. El precio de la transacción para la adquisición del 100% de las acciones de GETSA fue de US$68,4 millones (sumado al compromiso de pagar a los vendedores el monto correspondiente a ciertos créditos contra CAMMESA en el supuesto que la Emisora pudiera obtener el cobro de los mismos, cuyo valor contable a la fecha de adquisición ascendía a Ps. 35,9 millones), más los intereses correspondientes que podrían recibirse en relación con ellos. La contraprestación transferida a la fecha de adquisición, neta del efectivo y equivalentes a la fecha de adquisición, asciende a US$64,5 millones. El 1 de diciembre de 2017, GEDESA y GETSA celebraron un acuerdo definitivo de fusión, mediante el cual GEDESA absorbió a GETSA. Esta central se encuentra bajo el Esquema de Remuneración de Energía Base.

Todas las centrales térmicas de la Emisora están construidas sobre predios de su propiedad o sobre predios que la Emisora utiliza en virtud de contratos de arrendamiento, servidumbres o derechos de usufructo concedidos por terceros. El plazo de estos contratos de arrendamiento, servidumbres o derechos de usufructo se encuentra vinculado al plazo del PPA pertinente.

La central Cruz Alta no posee PPAs, pero opera bajo el Esquema de Remuneración de Energía Base con CAMMESA, el cual compensa al generador por la capacidad en firme así como, en menor medida, la generación basada en tarifas que son periódicamente revisadas. Para más información, ver “ Marco regulatorio del negocio de la emisora - Remuneración de la generación de electricidad ”.

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La central térmica de Pinamar dejó de operar a partir del 1 de abril de 2019, conforme lo determinado mediante Resolución 2019-4-APN-SRRYME # MHA del Ministerio de Finanzas. La central térmica de Matheu dejó de operar a partir del 30 de abril de 2020, conforme lo determinado mediante Resolución B-144924-1 del Ministerio de Economía.

Las centrales térmicas Concepción del Uruguay, Olavarría y Las Armas I dejaron de operar a partir del 01 de noviembre de 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-123-APN-SE#MDP, RESOL-202041-APN-SE#MDP and RESOL-2020-208-APNSE#MD respectivamente. La central térmica Paraná, dejó de operar a partir del 9 de Diciembre 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-285-APN-SE#MEC.

La central térmica Las Armas II, dejó de operar a partir del 1 de mayo 2021, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2021-376-APN-SE#MEC; y la central térmica Bragado I dejo de operar el 01 de noviembre del 2021, conforme lo determinado mediante RESOL-2021-1120-APN-SE#MEC

Suministro de Combustible para las Centrales Térmicas

Genneia utiliza diferentes tipos de combustible para operar sus centrales térmicas. El combustible usado determina el costo variable de producción de cada central.

Casi todas las turbinas que Genneia opera son de funcionamiento a combustible dual, pudiendo funcionar con gas natural y diésel ( gas oil ), con excepción de los equipos de las centrales térmicas de Cruz Alta, que funcionan únicamente con gas natural. Las centrales de Genneia operan principalmente con gas natural durante la mayor parte del año y con diésel durante la temporada de invierno, cuando la SEN restringe el uso de gas natural y su suministro está limitado mayormente al uso residencial. Conforme a los PPA de Genneia relacionados con las centrales térmicas, CAMMESA no está obligada a abastecer a la Emisora de gas natural o diésel pero tiene la opción de hacerlo o bien de reembolsar a la Emisora el costo correspondiente de ese gas natural o diésel. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en las Resoluciones N°95/2013 y 529/2014 de la SEN, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión y el despacho de todos los combustibles necesarios para la operación de las centrales térmicas de la Emisora y, desde junio de 2014, CAMMESA le proporciona a la Emisora el gas natural y el diésel necesarios para la operación de sus centrales térmicas.

Proyectos de Generación de Energía con Fuentes Renovables

Parque Solar Fotovoltaico “Sierras de Ullum”

La Emisora se encuentra construyendo un parque solar fotovoltaico, denominado Sierras de Ullum, para vender energía electrica a grandes usuarios industriales. El parque solar estará situado en la localidad de Ullum, en el centro sur de la provincia de San Juan, y tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 80 MW. El predio seleccionado para el emplazamiento del parque solar, tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54. El parque solar evacuará la energía generada a la red eléctrica de una tensión de red de 33 kV que se conectará a la Estación Transformadora 33 – 132 kV Ullum Solar. En la zona aledaña al predio del parque solar, la Emisora tiene en operación otros tres parques solares fotovoltaicos (Ullum I, Ullum II y Ullum III) por un total de 82 MW. Se estima una inversión total de aproximadamente USD 60 millones para la construcción del parque solar fotovoltaico Sierras de Ullum. La construcción del parque solar se estima en un plazo de 14 meses, incluyendo disño conceptual y de detalle de la obra, las obras de interconexción con el SADI y la puesta en marcha. El parque solar se encuentra alineado con los Objetivos de Desarrollo Sustentable de la Organización de las Naciones Undas: #7 energía Asequible y no contaminante y #13 Acción por el clima.

Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte

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

Además, en forma directa y a través de su subsidiaria Enersud, la Emisora opera en el negocio de venta de capacidad de transporte de gas natural a otras empresas de distribución de gas y a grandes usuarios industriales de gas natural. En 2005 y 2007, la Emisora participó en los procesos de licitación (Licitaciones N°2/2005 y N°1/2007) realizadas por TGS para asignar capacidad de transporte de gas natural a través del Gasoducto San Martín, el cual se extiende por las Provincias de Santa

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Cruz, Río Negro y La Pampa en la región sur de Argentina y es operado por TGS, y le fue adjudicada por un plazo de 42 años, una capacidad total de transporte de 165.000 m[3] /día aproximadamente, como resultado de una inversión de Ps.40 millones aproximadamente (alrededor de US$13 millones) para la ampliación de este gasoducto. La Emisora utiliza esta capacidad de transporte con fines de comercialización, lo cual le provee un flujo estable de ingresos producto de contratos a largo plazo con empresas de primer nivel en Argentina.

COMPETENCIA

La demanda de energía y electricidad en Argentina es satisfecha por varias empresas generadoras, tanto públicas como privadas. Algunos de los competidores de la Emisora son sustancialmente más grandes y poseen sustancialmente mayores recursos que ésta. Debido a la pequeña brecha entre la oferta y la demanda de electricidad en Argentina (lo cual ha resultado en apagones voluntarios y forzados en épocas de picos de consumo estacionales), no ha existido presión competitiva significativa en el sector de electricidad de Argentina en los últimos 12 años. Durante el primer trimestre de 2016, la escasez de energía alcanzó un estimado de 3,5 GW, de acuerdo con CAMMESA, lo cual derivó en significativas importaciones de electricidad, principalmente de Brasil. Asimismo, el negocio de generación de energía se caracteriza por la necesidad de efectuar inversiones significativas en activos fijos y avances tecnológicos, dos aspectos que crean una barrera natural en el mercado. En consecuencia, la Emisora considera que no habrá presión competitiva significativa en el mercado de electricidad de Argentina en el corto y mediano plazo.

Por otra parte, la ampliación del margen entre demanda y suministro de electricidad es un factor prioritario para el nuevo gobierno de Argentina, tal como lo demuestra el hecho de que la primera resolución del nuevo Ministro de Energía estuvo destinada a reformar el sistema tarifario y marco regulatorio del sector.

El gobierno argentino también ha llamado a procesos licitatorios para la instalación de nueva capacidad de energía eléctrica en Argentina. Mediante la Resolución N° 21/2016, la SEN adjudicó por licitación la instalación nuevas unidades de generación térmica que ingresaron en funcionamiento entre el verano de 2016/2017 y el verano de 2017/2018, ofreciendo a los generadores Contratos de Compra de Energía Eléctrica a largo plazo con CAMMESA, denominados en Dólares Estadounidenses. En mayo de 2017, la SEN llamó a licitación para instalar nuevas unidades de generación térmica de ciclo combinado y cogeneración mediante la Resolución N°287/2017 para satisfacer la demanda del MEM. En dicha licitación, el gobierno ha recibido ofertas para 6,6 GW de nueva capacidad de generación térmica, varias veces mayor a la capacidad originalmente prevista por el gobierno, y el gobierno ha adjudicado entre ambos procesos licitatorios aproximadamente 4,7 GW de nueva capacidad térmica a ser instalada antes de mediados de 2018.

En el mercado de generación de electricidad, la Emisora enfrenta competencia de sociedades ampliamente conocidas que operan en forma permanente, tales como la empresa estatal IEASA, Pampa Energía, Central Puerto, YPF Luz y el grupo Albanesi. En el contexto de los procesos licitatorios convocados por el gobierno argentino, otras compañías tales como Envision Energy, Central Puerto y Pampa Energía se convertirán en nuevos actores significativos en el sector de generación de energía eólica.

GESTIÓN AMBIENTAL

La Emisora debe cumplir con la totalidad de las normas, estándares y reglamentaciones aplicables de Argentina a nivel federal, provincial y local en materia ambiental y considera que sus operaciones corrientes cumplen sustancialmente con tales normas, estándares y reglamentaciones tal como éstas han sido cumplidas e interpretadas históricamente. La Emisora cuenta con o ha solicitado la totalidad de los permisos ambientales exigidos por la normativa ambiental aplicable necesarios para operar su negocio.

La Emisora ha desarrollado un programa de cumplimiento y gestión del medio ambiente integral que está sujeto a auditorías periódicas internas y externas. Desde el 4 de febrero 2014, y hasta la actualidad, se obtuvieron de TÜV Argentina S.A. los certificados respecto al cumplimiento de las normas ISO 14001:2004 e ISO 45001:2018 para la generación de suministro eléctrico y disponibilidad de sus centrales térmicas, parques eólicos y solares, conectados al SADI.

Si bien la Emisora considera que posee un nivel adecuado de cobertura de seguro, las leyes ambientales en Argentina requieren un nivel de aseguramiento que no está disponible actualmente en el mercado argentino.

La Emisora no es parte en ningún proceso judicial pendiente y no tiene conocimiento de que resulte inminente ningún proceso judicial en cuestiones ambientales.

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SEGUROS

La Emisora mantiene una cobertura contra todo riesgo asegurable, incluyendo daños por rotura de maquinaria e interrupción de la explotación comercial. Este seguro ofrece cobertura por daños que surjan por interrupciones de la explotación a causa de huelgas, terremotos, granizo, incendio, rayo, inundaciones y explosiones respecto de todas sus centrales térmicas y parques eólicos, entre otros hechos. También mantiene cobertura por responsabilidad civil derivada de daños causados por la Emisora a terceros. Mantiene cobertura contra todo riesgo respecto de sus vehículos, edificios, bienes muebles y equipos electrónicos. Asimismo, la Emisora usualmente adquiere seguros contra riesgos de construcción y montaje, con coberturas por responsabilidad civil por los proyectos de inversiones en bienes de capital en los que participa.

La Emisora considera que el nivel de cobertura de seguro y respaldo que mantiene es razonablemente adecuado para los riesgos que enfrentan actividad comercial y son comparables al nivel de cobertura de seguro y reaseguro mantenida por otras empresas de dimensiones comparables que operan en los mismos negocios en los cuales participa la Emisora. La siguiente tabla brinda un resumen de las pólizas de seguro de la Emisora a la fecha de este Prospecto:

Principales pólizas de seguro al 31 de diciembre de 2021

	Suma
Riesgo / Aseguradora	asegurada por	Pérdida de Beneficios	Período	asegurado
	DM /RM
		US$	Vigencia desde	Hasta
Todo Riesgo Operativo
Power GEN-Centrales térmicas GENNEIA SA	265.989.386	33.638.266	31/3/2021	31/3/2022
Allianz 41 % - Starr 10%, Opción
25 %- Sura 8 %, Nación 11 %,
Sancor 5 %
Parques eólicos Rawson I, II y III,
PEM I y II, CHN II Villalonga II y	391.155.982	145.629.719	31/3/2021	31/3/2022
Pomona II
Allianz 50 % - Sura 50%
Parques eólico Necochea	67.000.000	13.314.000	3/2/2021	31/3/2022
Allianz 80%/ opción 20%
Power GEN-Central Térmica CT
Cruz Alta-Genneia Desarrollos	166.772.50	4.669.198	31/3/2021	31/3/2022
SA
Allianz 41 % - Starr 10%, Opción
25 %- Sura 8 %, Nación 11 %,
Sancor 5 %
Power GEN-Parque Eólico Loma Blanca IV SA	52.835.000	21.425.460	31/3/2021	31/3/2022
Allianz 50 % -Sura 50%
Power GEN-TRO+ RC
Parque eólico Villalonga-	67.448.000	19.598.896	10/12/2020	31/3/2022
Genneia Vientos Argentinos SA
Allianz 80%/ opción 20%
Power GEN-TRO + RC
Parque eólico Chubut Norte-	47.739.683	12.539.523	10/12/2020	31/3/2022
Genneia Vientos del Sur SA

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	Suma
Riesgo / Aseguradora	asegurada por	Pérdida de Beneficios	Período	asegurado
	DM /RM
Allianz 80%/ opción 20%
Power GEN-TRO + Terrorismo
+_ RC
Parque eólico CHN III y IV-	161.978.568	30.004.000	16/4/2021	15/4/2022
Vientos Patagónicos CHN III y
Vientos Sudamericanos CHN IV
Starr 100%
Power GEN-TRO + Terrorismo
+_ RC
Parque eólico Pomona-Genneia	113.740.605	26.106.906	23/7/2021	23/7/2022
Vientos del Sudoeste
Allianz 80%/ opción 20%
Power GEN-Parques solares TRO
Ullum Solar I, II, III SA
Allianz 70%/ Sura 30% Ullum I	24.195.468	4.116.959	31/3/2021	31/3/2022
Allianz 70%/ Sura 30% Ullum II	24.197.226	4.222.758	31/3/2021	31/3/2022
Allianz 70%/ Sura 30% Ullum III	30.967.323	5.600.231	31/3/2021	31/3/2022
		US$	Vigencia desde	Hasta
EAR -CAR / Todo Riesgo
Construccióny montaje
EAR CAR Power GEN-
Parque Solar Sierras de Ullum	60.850.000	11.600.000	1/2/2022	1/3/2023
Sura 50%/ Allianz 15% /Chubb
35%
Responsabilidad Civil /D&O		US$	Vigencia desde	Hasta
Responsabilidad Civil
Genneia/Isolux /GEDESA/ Ullum
Sura 100 %	10.000.000		25/10/2021	25/10/2022
D&O (Directors & Officers)
Starr- 100%	15.000.000		29/1/2022	29/1/2023

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IV. FACTORES DE RIESGO

Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, los inversores deben considerar detenidamente los riesgos descriptos a continuación, además de cualquier otra información contenida en este prospecto. La Emisora también puede enfrentar riesgos e incertidumbres adicionales de los que no tiene conocimiento en la actualidad, o que a la fecha de este prospecto no considera significativos, y que podrían afectar sus negocios. Si ocurriera cualquiera de tales hechos, el precio de negociación de las Obligaciones Negociables podría bajar, y la Emisora podría no ser capaz de pagar los intereses o el capital de las Obligaciones Negociables, ya sea total o parcialmente, y los inversores podrían perder toda o parte de su inversión. En general, se asume un riesgo mayor al invertir en títulos de emisoras de mercados emergentes tales como Argentina que al invertir en títulos de emisoras de Estados Unidos u otros mercados desarrollados. La información de esta sección de Factores de Riesgo incluye declaraciones sobre hechos futuros que conllevan riesgos e incertidumbres. Los resultados reales de la Emisora podrían diferir sensiblemente de los previstos en las declaraciones sobre hechos futuros, como resultado de numerosos factores, entre ellos los descriptos en “ II. Introducción – Declaraciones sobre Hechos Futuros. ”

RIESGOS RELACIONADOS A ARGENTINA

Invertir en una economía emergente como la de Argentina conlleva ciertos riesgos inherentes .

Invertir en economías emergentes como Argentina, por lo general, trae aparejados ciertos riesgos. Estos riesgos incluyen la inestabilidad política, social y económica que puede afectar los resultados económicos de Argentina. En el pasado, la inestabilidad en Argentina se ha desatado por muchos factores diferentes, que incluyen los siguientes:

hechos o factores económicos externos adversos;
déficits fiscales;
políticas fiscales y monetarias contradictorias;
dependencia de financiación externa;
cambios en las políticas económicas o impositivas de gobierno;
altos índices de inflación;
cambios abruptos en los valores de las divisas;
altas tasas de interés;
aumentos salariales y controles de precios;
controles cambiarios y de capital;
tensiones políticas y malestar social;
fluctuaciones en las reservas del Banco Central;
restricciones sobre las exportaciones e importaciones; y
las medidas impuestas por las autoridades gubernamentales para controlar la propagación de COVID-19.

Cualquiera de los factores mencionados anteriormente, ya sea individualmente o en conjunto, podría tener consecuencias adversas para la economía argentina y el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

La inestabilidad política y económica en Argentina, similar a la experimentada en el pasado reciente, podría tener un efecto adverso sobre la economía argentina y el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

Argentina ha experimentado inestabilidad política y socioeconómica en el pasado y podría seguir atada a dicha inestabilidad en el futuro. En 2001 y 2002, Argentina sufrió una importante crisis política, económica y social, que generó inestabilidad institucional y una severa contracción de la economía (el PBI se contrajo en un 10,9% en 2002), con importantes aumentos en las tasas de desempleo y pobreza. Entre otras consecuencias, la crisis provocó una importante devaluación monetaria y provocó el default de la deuda externa por parte del gobierno nacional. En respuesta a ello, el gobierno nacional

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implementó una serie de medidas de emergencia, incluidos controles cambiarios estrictos y límites mensuales a las extracciones bancarias.

La economía argentina mostró una recuperación después de la crisis de 2001-2002. Desde 2008, sin embargo, ha debido enfrentar las fuertes presiones inflacionarias y un estancamiento del crecimiento, principalmente como resultado de los siguientes factores: las políticas monetarias y fiscales introducidas por el gobierno de Fernández de Kirchner (quien ejerció su mandato hasta diciembre de 2015); los controles cambiarios estrictos combinados con un tipo de cambio real sobrevaluado que limitó el comercio exterior y las inversiones; la inestabilidad para obtener financiación internacional, y una baja en los precios de los productos agrícolas. La consiguiente erosión de la confianza en la economía argentina dio como resultado, entre otros, fugas de capitales, disminuyendo la inversión, una baja significativa en las reservas internacionales del Banco Central, y malestar político y social. Asimismo,-de acuerdo con datos publicados por el INDEC, el PBI correspondiente a 2020 cayó un 9,9% respecto del año 2019 y el PBI correspondiente a 2021 un 10,3% respecto del año 2020.

No es posible asegurar que el gobierno argentino no adoptará otras políticas que puedan afectar negativamente a la economía argentina o los negocios, la situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Emisora. Asimismo, no es posible asegurar que los futuros acontecimientos económicos, regulatorios, sociales y políticos de Argentina no afectarán los negocios, la situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Emisora.

La inestabilidad política y económica ha tenido y se espera que siga teniendo un gran impacto sobre la Emisora. No podemos garantizar que los eventos económicos, sociales y políticos futuros en Argentina, no perjudiquen las condiciones comerciales y financieras ni los resultados de las operaciones de la Emisora.

La Emergencia Energética y Tarifaria decretada por la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública y las nuevas medidas que implemente el gobierno podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía.

El 20 de diciembre de 2019, el Congreso Nacional sancionó la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva N° 27.541, declarando la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, delegando en el Poder Ejecutivo Nacional amplias facultades para asegurar la sostenibilidad de la deuda pública, reglar la reestructuración tarifaria del sistema energético mediante una renegociación de la revisión tarifaria integral vigente y reordenar los entes reguladores del sistema energético, entre otras.

En materia energética, la ley faculta al Poder Ejecutivo principalmente a:

mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal y a “iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario, en los términos de las Leyes N° 24.065, N° 24.076 y demás normas concordantes”, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de hasta 180 días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020;
intervenir administrativamente al ENRE y al ENARGAS por el término de 1 año; y facultó nuevamente al Poder Ejecutivo Nacional a fijar derechos de exportación de hidrocarburos.
En materia fiscal, las principales medidas son:
plan de regularización de obligaciones tributarias para MiPyMEs;
aumento de alícuotas de impuesto a los bienes personales y otorgamiento de facultades al Poder Ejecutivo Nacional para fijar alícuotas superiores para activos financieros situados en el exterior;
en lo que respecta al impuesto a las ganancias, entre otros cambios, se cambia el método de imputación de ajuste por inflación, se deroga a partir del 2020 el “Impuesto Cedular” aplicable sobre rendimientos producto de la colocación del capital en valores, se exime a los intereses por ciertos depósitos en entidades financieras (excluyendo los devengados por depósitos con cláusula de ajuste), a partir del período fiscal 2020 quedarán exentos del impuesto los resultados obtenidos por personas humanas residentes y sucesiones indivisas radicadas en el país por la compraventa, cambio, permuta o disposición de títulos públicos, obligaciones negociables y demás valores, en la medida que listen en bolsas o mercados de valores autorizados por la CNV, y se suspende hasta los ejercicios fiscales que se inicien a partir del 1 de enero de 2021 (en el proyecto figuraba la suspensión hasta el 31 de diciembre de 2020) la reducción de alícuota prevista en la Ley 27.430;

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creación del impuesto para una Argentina inclusiva y solidaria por un plazo de cinco (5) períodos fiscales sobre la compra de billetes y divisas en moneda extranjera para atesoramiento y el pago de la adquisición de bienes o prestaciones y locaciones de servicios efectuadas en el exterior que se cancelen mediante tarjetas de crédito, que actualmente se encuentra entre la franja del 8% al 30%, dependiendo el tipo de operación en moneda extranjera; y
como parte del paquete de medidas tendientes a reducir el déficit fiscal, dicha ley suspendió el sistema de ajuste jubilatorio por 180 días.

Si bien han pasado casi dos años desde la sanción de la ley, sus efectos continúan siendo inciertos. La ley de Solidaridad y Reactivación Productiva da amplias facultades por lo que se desconocen y es imposible predecir las futuras medidas que podrían ser adoptadas por la administración a nivel nacional o provincial en la economía argentina y en la capacidad de Argentina para cumplir con sus obligaciones financieras, lo que podría afectar negativamente nuestros negocios, nuestra condición financiera y los resultados de nuestras operaciones. Además, no podemos asegurar que los acontecimientos económicos, regulatorios, sociales y políticos en Argentina no continuarán afectando nuestros negocios, nuestra condición financiera o los resultados de nuestras operaciones.

Los controles cambiarios y las restricciones en el ingreso y salida de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectando negativamente la economía argentina, y, como resultado de ello, nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones

En el pasado el gobierno argentino ha implementado controles sobre la venta de moneda extranjera, limitando las transferencias de fondos al exterior. Particularmente, desde el 1 de septiembre de 2019, ante diversos factores que impactaron en la evolución de la economía doméstica y la incertidumbre provocada en los mercados financieros, el gobierno nacional dictó el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 609/2019 junto con la Comunicación “A” 6770 del BCRA (modificada y complementada por varias comunicaciones posteriores incluyendo, sin limitación, el texto ordenado dispuesto por la Comunicación 7490 “A” del BCRA) mediante las cuales se estableció, inicialmente, hasta el 31 de diciembre de 2019, entre otras medidas, la prohibición de acceder al mercado de cambios para el pago de deuda y otras obligaciones en moneda extranjera entre residentes, y para operaciones concertadas a partir del 1º de septiembre de 2019. Mediante el Decreto N° 91/2019 y las Comunicaciones “A” 6854 y 6856 del BCRA, se dispuso la continuación de los controles cambiarios por tiempo indeterminado. Para más información sobre los controles de cambio vigentes a la fecha del presente, por favor véase la sección “Información adicional – c) Controles de Cambio ” del presente Prospecto.

No es posible asegurar que no se impondrán mayores controles de cambio o restricciones a la transferencia que sean más estrictas a las que actualmente se encuentran en vigencia o su duración en el tiempo. En el caso que la Argentina atraviese un período de crisis e inestabilidad política, económica y social que cause una contracción económica significativa, ello podría traducirse en políticas públicas del gobierno de turno en materia económica, cambiaria y financiera que tengan el objetivo de preservar la balanza de pagos, las reservas del BCRA, una fuga de capitales o una importante depreciación del Peso, como puede ser (y así ha ocurrido en el pasado), entre otras medidas, la conversión obligatoria a Pesos de obligaciones asumidas por personas jurídicas residentes en Argentina en Dólares Estadounidenses. La imposición de este tipo de medidas restrictivas, así como de factores externos que no se encuentran bajo el alcance de la Emisora podría afectar materialmente su capacidad de realizar pagos en moneda extranjera.

En el pasado, se ha cuestionado la credibilidad de ciertos índices económicos de Argentina, lo cual puede dar lugar a una falta de confianza en la economía argentina y, a su vez, en los negocios, resultados de las operaciones y situación patrimonial de la Emisora .

Desde 2007, el INDEC, la única institución de Argentina con facultad legal para producir estadísticas nacionales oficiales, ha experimentado un proceso de reformas institucionales y metodológicas que han dado lugar a controversias relacionadas con la confiabilidad de la información que produce, incluidos los datos sobre inflación, PBI y desempleo. A pesar de las recientes reformas implementadas por el gobierno del expresidente Macri, la credibilidad del IPC y asimismo de otros índices publicados por el INDEC se ha visto afectada, con argumentos de que el índice de inflación en Argentina y los otros índices calculados por el INDEC podrían ser sustancialmente distintos a los indicados en los informes oficiales.

Los informes publicados por el FMI indicaron que su personal utilizó indicadores de inflación alternativos, a los fines de la vigilancia macroeconómica, incluidos los datos producidos por fuentes privadas, las cuales informaron índices de inflación considerablemente más altos que los publicados por el INDEC desde 2007. Conforme lo requiere el Convenio Constitutivo del FMI, el organismo también ha censurado a la Argentina en el pasado por falta de progreso suficiente en la adopción de medidas reparadoras en relación con la mejora de la calidad de los datos oficiales, incluidos los datos sobre inflación y PBI.

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El 7 de enero de 2016, el gobierno del expresidente Macri declaró el estado de emergencia administrativa respecto del sistema estadístico nacional y el INDEC, hasta el 31 de diciembre de 2016. Desde la declaración del estado de emergencia, el INDEC dejó de publicar ciertos datos estadísticos hasta que hubo completado una reorganización de su estructura técnica y administrativa para recuperar su capacidad de producir información estadística relevante y suficiente. Durante dicho período de reorganización, el INDEC publicó las cifras oficiales emitidas por la Ciudad de Buenos Aires y la Provincia de San Luis a modo de referencia. Cierta información revisada referente al comercio exterior, balanza de pagos y datos del PBI entre los años 2011 a 2015 y el IPC entre mayo y diciembre de 2016 fue publicada por el INDEC luego de la declaración del estado de emergencia administrativa que tuvo lugar el 8 de enero de 2016. El 9 de noviembre de 2016, los Directores Ejecutivos del FMI levantaron la moción de censura argumentando que Argentina había reiniciado la publicación de información de forma consistente con sus obligaciones bajo el Convenio Constitutivo del FMI, habilitando a la Argentina a acceder nuevamente a los préstamos del FMI.

A pesar de las nuevas estadísticas sobre inflación y PBI del gobierno nacional, la Emisora no puede garantizar a los inversores que el gobierno nacional no modificará o introducirá nuevas medidas que afecten el sistema nacional de estadísticas, y en consecuencia la economía argentina, en particular deteriorando la confianza de los consumidores e inversores, lo cual podría tener un efecto significativo adverso sobre el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

La inflación, cualquier caída del PIB y/u otros acontecimientos económicos, sociales y políticos que podrán ocurrir en el futuro en Argentina, sobre las que la Emisora no tiene control, podrán afectar adversamente la situación patrimonial y financiera o los resultados de las operaciones de la Emisora.

La economía argentina ha experimentado una considerable volatilidad en las últimas décadas, caracterizada por períodos de bajo o nulo crecimiento, altos niveles de inflación y devaluación de la moneda. El crecimiento económico sostenido en Argentina depende de varios factores, incluyendo la demanda internacional de exportaciones argentinas, la estabilidad y la competitividad del Peso frente a otras divisas, la confianza de los consumidores y los inversores nacionales e internacionales, un índice de inflación estable y confiable y niveles de empleo estables, control del déficit fiscal y la emisión monetaria, y las circunstancias de los socios regionales de Argentina.

La economía argentina se ha contraído en los últimos tres años, y continúa siendo vulnerable e inestable a pesar de los esfuerzos del gobierno argentino por combatir la inflación y la inestabilidad cambiaria, tal como lo reflejan las siguientes condiciones económicas:

La inflación continúa siendo alta y puede continuar en niveles similares o superiores en el futuro; de acuerdo con un informe publicado por el INDEC, la inflación acumulada medida según el índice de precios al consumidor fue de 53,8% durante el año 2019, de 36,1% durante el año 2020, de 50,9% durante el año 2021, de 3,9% durante enero de 2022, y de 4,7% durante febrero de 2022;
De acuerdo con datos publicados por el INDEC, el PBI correspondiente a 2020 cayó un 9,9% respecto del año 2019 y el PBI correspondiente a 2021 aumento un 10,3% respecto del año 2020.. El comportamiento del PBI de la Argentina ha dependido en gran medida de los altos precios de los productos básicos que, a pesar de tener una tendencia a largo plazo favorable, son volátiles a corto plazo y exceden el control del Gobierno Argentino y del sector privado. La deuda pública de Argentina como un porcentaje del PBI continúa siendo elevada, a pesar de los procesos de reestructuración llevados adelante desde el año 2020 y hasta la fecha;
El aumento discrecional del gasto público ha generado y podría continuar generando déficit fiscal;
La inversión como porcentaje del PBI continúa siendo muy baja;
Podrían llevarse a cabo una cantidad significativa de manifestaciones o huelgas, como sucedió en el pasado, que podrían afectar adversamente los distintos sectores de la economía argentina;
El suministro de energía o gas natural podría no ser suficiente para abastecer la actividad industrial (limitando así el desarrollo industrial) y el consumo interno;
El desempleo y el empleo informal continúan siendo elevados; según el INDEC, la tasa de desocupación durante el cuarto trimestre de 2021 fue de 7,0%;
La pronunciada disminución en el nivel de recaudación del Fisco y de actividad económica como consecuencia de las medidas tomadas por el Gobierno Argentino para hacerle frente al COVID-19; y

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En el clima creado por las condiciones mencionadas anteriormente, hizo aumentar la demanda de divisas, por lo que se introdujeron controles a los efectos de frenar la fuga de capitales, durante 2021 el peso se devaluó un 17,56%, el índice accionario S&P Merval de Buenos Aires terminó con un beneficio en pesos de 63%, luego de tres años consecutivos de caídas. El tipo de cambio nominal divisa mayorista al cierre de los ejercicios 2019, 2020 y 2021, fue de Ps. 59,89, 84,14 y 102,75 por cada Dólar, respectivamente.

Los desequilibrios fiscales de Argentina, la dependencia del ingreso de divisas extranjeras para cubrir el déficit fiscal y las rigideces que históricamente han limitado la capacidad de la economía de absorber y adaptarse a factores externos han contribuido a la severidad de la crisis actual.

Como en el pasado reciente, la economía argentina puede resultar afectada adversamente si las presiones sociales y políticas impiden la implementación por parte del gobierno argentino de políticas diseñadas para controlar la inflación bajar déficit fiscal, promover inversiones productivas, generar crecimiento y mejorar la confianza de los inversores y consumidores, o si las políticas implementadas por el gobierno argentino diseñadas para alcanzar esos objetivos no son exitosas. Estos sucesos podrían afectar en forma sustancialmente adversa la situación financiera y los resultados de nuestras operaciones.

Cualquier caída del crecimiento económico, una mayor inestabilidad económica o una expansión de las medidas y políticas económicas tomadas por el gobierno argentino para controlar la inflación o abordar otros sucesos macroeconómicos que afecten a las entidades del sector privado, como nosotros, sucesos que exceden el control de ésta, podrían tener un efecto adverso sobre nuestra situación financiera o los resultados de nuestras operaciones.

La capacidad de Argentina para obtener financiamiento de los mercados financieros internacionales es limitada, lo que podría afectar su capacidad para implementar reformas y generar crecimiento económico sostenible.

El Fondo Monetario Internacional

En 2018, debido a las limitaciones de Argentina para acceder a los mercados de capitales internacionales, el gobierno argentino y el FMI celebraron un acuerdo para una línea de crédito “stand-by”; cuyo monto fue incrementado luego en unos US$7.100 millones, totalizando US$57.000 millones, reprogramándose los desembolsos, con un anticipo de aproximadamente US$13.400 millones hasta diciembre de 2018, totalizando US$28.400 millones para el año 2018, y unos US$22.650 millones en 2019. Sin embargo, el FMI suspendió los desembolsos después de septiembre de 2019, cancelando el programa; por lo tanto, el monto total desembolsado al cierre de 2019 ascendía a aproximadamente US$ 44.500 millones. Debido a la cancelación del acuerdo con el FMI y el cierre de los mercados internacionales después de las PASO, el gobierno se vio obligado a reprogramar el vencimiento de Letras del Tesoro con los tenedores, a excepción de personas físicas, de la siguiente manera: un pago del 15% de los servicios en la fecha de vencimiento, un pago del 25% a los tres meses y un pago del 60% restante a los seis meses de la fecha de vencimiento original. Con el cambio de gobierno el 10 de diciembre de 2019, la consideración de la deuda del sector público se tornó un tema apremiante y el 21 de enero de 2020, se presentó el proyecto de ley de restauración de la sostenibilidad de la deuda pública externa ante el Congreso Nacional. Con fecha 5 de febrero de 2020, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 27.544, declarando prioritaria para el interés de la República Argentina la restauración de la sostenibilidad de la deuda pública, y autorizando al Ministerio de Economía a renegociar sus términos y condiciones con los acreedores de Argentina. Se facultó al PEN a llevar adelante las gestiones y los actos necesarios para recuperar y asegurar la sostenibilidad de la deuda pública de Argentina. Además, se autorizó al gobierno argentino a emitir títulos de deuda a nombre del Banco Central por un monto de hasta US$ 4,517 mil millones, a cambio de reservas a ser utilizadas exclusivamente para cancelar obligaciones de deuda denominada en moneda extranjera de la República Argentina.

El 23 de agosto de 2021 el FMI repartió entre todos sus miembros alrededor de US$ 650.000 millones por derechos especiales de giro, la moneda del organismo, de los cuales Argentina recibió US$ 4.355 millones.

El 22 de diciembre de 2021 la Argentina efectuó el pago de aproximadamente US$1.900 millones correspondiente al segundo vencimiento de capital del acuerdo stand-by.

El primer vencimiento con el FMI de 2022 se produjo el 28 de enero de 2022 por un total de US$ 730 millones, el cual la Argentina cumplió con su pago. El segundo vencimiento del año será el 1 de febrero por un total de US$ 365 millones.

El 28 de enero de 2022, el gobierno nacional anunció que había alcanzado un acuerdo con el FMI respecto de las cuestiones más relevantes del mismo. El 3 de marzo de 2022, el gobierno argentino y el FMI anunciaron haber llegado a un acuerdo a nivel del personal técnico. El acuerdo se basa en lo que se conoce como servicio ampliado del FMI, que incluye 10 revisiones que se realizan de manera trimestral durante dos años y medio. El primer desembolso se realizará luego de la aprobación del programa por parte del directorio del FMI. El resto de los desembolsos se hará luego de cada revisión. El repago de

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cada desembolso es de 10 años, con un periodo de gracia de 4 años y medio, comenzando a pagar la deuda a partir de 2026 y hasta 2034.

El programa busca resolver el problema de la alta inflación a través de la reducción del financiamiento monetario del déficit fiscal y un marco de política monetaria que genera tasas intereses reales positivas; mejorar las finanzas públicas a través de la progresividad, eficiencia y cumplimiento tributario; y fortalecer la balanza de pagos de Argentina a través de políticas que estimulen la acumulación de reservas, las exportaciones netas y que mantengan un tipo de cambio efectivo real competitivo.

El 3 de marzo de 2022, el gobierno argentino y el FMI anunciaron que se llegó a un acuerdo a nivel del personal técnico. El acuerdo se basa en lo que se conoce como servicio ampliado del FMI, que incluye 10 revisiones que se realizan de manera trimestral durante dos años y medio. El primer desembolso se realizará luego de la aprobación del programa por parte del Directorio Ejecutivo del FMI. El resto de los desembolsos se hará luego de cada revisión. El repago de cada desembolso es de 10 años, con un periodo de gracia de 4 años y medio, comenzando a pagar la deuda a partir de 2026 y hasta 2034.

El acuerdo fue aprobado por el Congreso de la Nación a través de la Ley 27.668 el 17 de marzo de 2022 y fue promulgada por el Decreto N° 130/22. Subsecuentemente, el 25 de marzo de 2022, el Directorio Ejecutivo del FMI aprobó el acuerdo por un monto equivalente a US$44 mil millones, incluyendo un desembolso inmediato de US$ 9.6 mil millones.

En febrero de 2022, la calificadora de riesgo Moody´s, en un reporte elaborado por Gabriel Torres, afirma que independientemente del acuerdo final con el FMI la Argentina tendrá que volver a renegociar su deuda cuando tenga que pagar en 2023, 2024 y 2025.

Club de París

El 13 de marzo de 2020, el Ministro de Economía dirigió una carta a los miembros del Club de París expresando la decisión de Argentina de posponer hasta el 5 de mayo de 2021 el pago de US$ 2.100 millones que originalmente vencían el 5 de mayo de 2020, de conformidad con los términos del acuerdo conciliatorio que se había llegado entre la República Argentina y los miembros del Club de París el 29 de mayo de 2014 (el “Acuerdo de conciliación del Club de París 2014”). Además, el 7 de abril de 2020, el Ministro de Economía envió a los miembros del Club de París una propuesta para modificar los términos vigentes del Acuerdo de Liquidación del Club de París 2014, buscando principalmente una extensión de las fechas de vencimiento y una reducción significativa en la tasa de interés.

A fines de mayo de 2021 se venció el pago de US$ 2.420 millones que, el entonces ministro de Economía, Axel Kicillof, logró reestructurar en 2014 con el Club de París. Recientemente, el Gobierno Nacional entabló conversaciones con el Club de París para renegociar su deuda con dicho organismo, en razón del vencimiento establecido para el 30 de mayo de 2021 por un total de US$ 2.420 millones, que tiene un período de gracia de 60 días. Con fecha 23 de junio de 2021, el Ministro de Economía Martín Guzmán anunció que el Gobierno Nacional alcanzó un acuerdo con el Club de París para evitar caer en default y poder seguir renegociando hasta el 31 de marzo de 2022. En razón de dicho acuerdo, el Gobierno Argentino deberá pagar un total de US$ 430 millones, a cuenta del capital de la deuda total, en dos partes: el 31 de julio de 2021 y el 28 de febrero de 2022. Respecto de los intereses devengados y no pagados, serán incluidos en la renegociación que se estima alcanzar antes del 31 de marzo de 2022. El 28 de julio de 2021, se realizó un primer pago de US$ 226 millones.

Deuda bajo legislación argentina

Durante la segunda mitad de 2019, el mercado internacional comenzó a mostrar signos de dudas respecto a la sostenibilidad de la deuda pública argentina. Por esta razón, el riesgo país alcanzó niveles altos lo que a su vez causó una disminución significativa en el precio de los bonos soberanos argentinos. Como consecuencia de esto, con fecha 29 de agosto de 2019, mediante el Decreto N° 596/2019, el Gobierno Argentino anunció su intención de llevar a cabo un reperfilamiento de algunas de sus deudas, las cuales consistían en (i) la extensión del vencimiento de bonos de corto plazo sujetos a la ley argentina, solo aplicable a personas jurídicas, los cuales serían reembolsados en su totalidad en tres cuotas (15% en la fecha de vencimiento original, 25% cuando se cumplan tres meses de la fecha de vencimiento original y el 60% restante cuando se cumplan seis meses de la fecha de vencimiento original). Las personas humanas que compraron dichos valores antes del 31 de julio de 2019 no se vieron afectadas por dicha extensión y recibieron el pago completo en la fecha de vencimiento original; (ii) entrega de un proyecto de ley al Congreso Nacional para extender los vencimientos de otros bonos regulados por la ley argentina sin la aplicación de ningún recorte en el capital o los intereses; (iii) la propuesta de extender el plazo de vencimiento de los bonos emitidos en moneda extranjera y bajo ley extranjera; y (iv) el comienzo de las conversaciones con el FMI para extender el vencimiento original de sus préstamos, para evitar el riesgo de incumplimiento entre 2020 y 2023.

El 20 de diciembre de 2019, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 49/2019, a través del cual se extendieron las fechas de vencimiento de los bonos a corto plazo denominados en Dólares Estadounidenses y sujetos a la ley argentina hasta el 31 de agosto, 2020, lo dispuesto por dicho decreto solo aplica a aquellas personas humanas que adquirieron dichos valores antes del 31 de julio de 2019.

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El 11 de febrero de 2020, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 141/2020 mediante el cual se pospuso el pago total de la amortización de los “Bonos de la Nación Argentina en Moneda Dual Vencimiento 2020" hasta el 30 de septiembre de 2020. Sin embargo, dicho decreto estableció que no se diferiría el pago a las personas humanas que al 20 de diciembre de 2019 poseían menos de US$ 20.000 de valor nominal de dichos valores. Mediante la Resolución N° 11/2020 emitida por el Secretario de Hacienda y el Secretario del Tesoro, de la Nación, la amortización del capital de los Bonos de la Nación Argentina en Moneda Dual Vencimiento 2020, se calculará al tipo de cambio aplicable en dicha fecha, tal como se define en la Resolución N° 7/2018 emitida por la Secretaría de Hacienda y la Secretaría de Hacienda con fecha 11 de julio de 2018.

El 10 de marzo de 2020, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 250/2020 a través del cual se estableció que el valor nominal de US$ 68.842 millones como monto máximo de las operaciones de administración de pasivos y/o canjes y/o reestructuraciones de títulos públicos, ya que este era el valor nominal emitido bajo ley extranjera y vigente al 12 de febrero de 2020. Además, el 16 de marzo de 2020, el Ministerio de Economía emitió la Resolución N° 130/2020, permitiendo a la República Argentina presentar ante la Comisión de Bolsa y Valores de los Estados Unidos (la “ SEC ”) una declaración de registro de valores por un monto que no exceda el límite del valor nominal.

El 6 de abril de 2020, se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 346/2020, a través del cual se dispuso a diferir los pagos de los servicios de intereses y los reembolsos de capital de la deuda pública nacional instrumentados por valores denominados en Dólares Estadounidenses emitidos bajo la ley argentina hasta el 31 de diciembre de 2020. Sin embargo, dicho decreto exime del diferimiento del pago, entre otros, a los "Bonos del Programa de Gas Natural" emitidos por la Resolución N° 21/2019 del Ministerio de Finanzas. Además, la validez del Decreto N° 668/2019 se extendió hasta el 31 de diciembre de 2020, y se contempla al fondo de garantía de sustentabilidad en el decreto (“Fondo de Garantía de Sustentabilidad”).

Con fecha 4 de agosto de 2020, el Congreso Nacional sancionó la Ley N° 27.556, mediante la cual se aprobó la reestructuración de la deuda denominada en Dólares Estadounidenses emitida bajo legislación argentina, a cuyos tenedores se les ofrecerá nuevos bonos en Dólares y también en pesos ajustados por el Coeficiente de Estabilización de Referencia (“ CER ”). Los tenedores de los títulos elegibles que no adhieran a la invitación a canjear continuarán con sus pagos diferidos hasta el 31 de diciembre del año próximo.

Luego, el 18 de agosto de 2020 y a través de la Resolución N°381/2020, el Ministerio de Economía dio inicio al período de aceptación de la oferta de la reestructuración, cuyo procedimiento fuera detallado en la Ley N°27.556. Consecuentemente, el 4 de septiembre se consumó el canje y el Gobierno Argentino emitió los nuevos títulos por un valor nominal aproximado de US$66.000 millones. En consecuencia, el 7 de septiembre de 2020 la agencia calificadora de riesgo Standard & Poor´s elevó la calificación del país a 'CCC +' desde la anterior 'Selective Default', o incumplimiento selectivo. No podemos asegurar que las agencias Moody´s y Fitch eleven la calificación del país en igual sentido, ni las consecuencias que pudieran derivarse de una eventual falta de recalificación.

Deuda bajo legislación extranjera

En marzo de 2020, el gobierno argentino contrató a Lazard como asesor financiero y a HSBC y Bank of America como agentes colocadores de deuda para llevar adelante la renegociación de la mayoría de los bonos impagos emitidos por Argentina. Sin perjuicio de ello, en el transcurso de las negociaciones por la restructuración de la deuda, el 6 de abril de 2020 el gobierno argentino emitió el Decreto N° 346/2020, a través del cual postergó el pago de títulos denominados en Dólares bajo legislación argentina.

En este sentido, con fecha 21 de abril de 2020, el gobierno argentino presentó una oferta de canje con el propósito de refinanciar su deuda externa y reprogramar amortizaciones de capital e intereses (el “Canje”). A tal fin, el gobierno argentino propuso efectuar un canje de distintas series de bonos denominados en moneda extranjera (Dólares Estadounidenses, euros y francos suizos) regidos por legislación inglesa o legislación de Nueva York (los “ Bonos Elegibles ”) por nuevas series de bonos amortizables denominados en Dólares o en euros, con vencimiento entre 2030 y 2047 (los “ Nuevos Bonos ”) a ser emitidos por el gobierno argentino. En el transcurso de las negociaciones con los acreedores, el período de canje fue prorrogado en sucesivas oportunidades hasta que, con fecha 6 de julio de 2020, el gobierno argentino presentó una enmienda a su oferta de canje original, modificando los términos económicos y financieros.

El 4 de agosto de 2020, Argentina alcanzó un acuerdo con los tenedores de los Bonos Elegibles, conforme al cual ajustará algunas de las fechas de pago contempladas para los nuevos bonos, sin aumentar el monto total de los pagos de capital o los pagos de interés que Argentina se compromete a realizar y mejorando al mismo tiempo el valor de la propuesta para la comunidad acreedora. El 31 de agosto se anunció que Argentina había alcanzado las mayorías necesarias para reestructurar al 99,01% de los Bonos Elegibles, emitiéndose los Nuevos Bonos el 4 de septiembre de 2020.

A la fecha del presente Prospecto, si bien se ha logrado finalizar con éxito el Canje y reestructurar su deuda pública externa e interna, aún existe incertidumbre respecto al impacto económico que tendrá el acuerdo aprobado con el FMI, la habilidad

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de Argentina de implementar reformas y políticas públicas y si el gobierno nacional tendrá éxito en renegociar su deuda con el Club de París. Como resultado, no podemos asegurar que la Argentina cuenta con la capacidad para obtener financiamiento en los mercados para hacer frente a sus obligaciones, como así tampoco el impacto que podría tener la imposibilidad del gobierno de Alberto Fernández de renegociar los compromisos externos del país, y en caso de que se renegocie, en qué términos finalmente se concretaría. Como en el pasado, esto puede derivar en nuevas acciones legales contra el Estado Argentino y en la ejecución de aquellas que a la fecha del presente Prospecto se encuentran en curso y pendientes de resolver. Esto puede afectar adversamente la capacidad del Gobierno Argentino de implementar las reformas necesarias para impulsar el crecimiento del país y reactivar su capacidad productiva. Asimismo, la incapacidad de Argentina para obtener crédito en los mercados internacionales podría tener un impacto directo en nuestra capacidad para acceder a dichos mercados a fin de financiar nuestras operaciones y crecimiento, incluyendo el financiamiento de inversiones de capital, lo que afectaría negativamente nuestra condición financiera, los resultados de operación y los flujos de caja.

Los controles de cambio y las restricciones sobre el ingreso y la salida de capitales y futuros controles de cambio han producido la existencia de cotizaciones de tipo de cambio paralelas .

Como consecuencia de la profundización de los controles cambiarios desde septiembre de 2019 hasta la fecha, se amplió considerablemente la diferencia entre el tipo de cambio oficial, que actualmente se utiliza para operaciones comerciales y financieras, y otros tipos de cambio informales que surgieron implícitamente a raíz de ciertas operaciones comúnmente realizadas en el mercado de capitales (dólar “MEP” o “contado con liquidación”), creando una brecha durante el 2021, de aproximadamente un 90% con la cotización oficial al 31 de diciembre de 2021.

El gobierno argentino podría mantener un único tipo de cambio oficial (como hasta ahora) o implementar la segregación en múltiples tipos de cambio para distintos tipos de transacciones, modificando sustancialmente el tipo de cambio al cual adquirimos moneda extranjera para cancelar endeudamientos denominados en moneda extranjera. Además, la imposición por el gobierno de mayores controles y restricciones cambiarias y/o la adopción de otras medidas en respuesta a la salida de capitales o a la devaluación del peso, podría debilitar las finanzas públicas, lo cual a su vez podría tener un efecto adverso en el resultado de las operaciones y la condición financiera de la Compañía.

La continuidad de altos índices de inflación podría tener un efecto adverso sobre la economía argentina y, en consecuencia, sobre el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

Las elevadas tasas de inflación actualmente debilitan significativamente la economía argentina y la capacidad del gobierno de promover las condiciones que podrían permitir un crecimiento estable. En los últimos años, la Argentina se ha enfrentado a presiones inflacionarias, evidenciadas por precios significativamente más altos de combustible, energía y alimentos, entre otros factores.

Durante 2017, la variación del índice de inflación medido por el IPC del INDEC fue del 24,8%. La variación del IPC para 2018 fue del 47,64%, el índice más alto registrado desde 1991. La variación del IPC para el año 2019 fue de 53,81%, de 36,1% para el año 2020 y para el año 2021 fue de 50,9%. En el pasado, el gobierno argentino implementó programas para controlar la inflación y controlar los precios de bienes y servicios esenciales, incluido los intentos de congelamiento de precios de ciertos productos de supermercado y acuerdos de precios realizados entre el gobierno argentino y empresas del sector privado de diversas industrias y mercados, que no trataron las causas estructurales de la inflación y fracasaron en los intentos por reducirla.

En el pasado, la inflación ha socavado la economía argentina y la capacidad del gobierno nacional de crear condiciones que impulsen el crecimiento. La continuidad de los altos índices de inflación también podría afectar negativamente la competitividad internacional de Argentina, los salarios reales, las tasas de empleo, la tasa de consumo y las tasas de interés. El alto nivel de incertidumbre relacionado con las variables económicas mencionadas, y la falta general de estabilidad en términos inflacionarios, podrían generar plazos contractuales reducidos y afectar la capacidad de planificar con anticipación y tomar decisiones. Como se indicó anteriormente, esta situación podría tener un impacto negativo en la actividad económica, lo cual podría afectar significativa y adversamente el negocio, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

Asimismo, la emisión monetaria ya efectuada o a efectuarse por el Banco Central, a fin de asistir financieramente al Tesoro Nacional para hacer frente a las medidas paliativas de la crisis generada por el COVID-19 puede derivar en una mayor inflación en el año 2022.

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Aunque sustancialmente la totalidad de los ingresos de la Emisora se encuentran vinculados al dólar estadounidense, dado que algunos costos se vinculan a Dólares Estadounidenses y algunos costos a pesos, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Emisora pueden verse afectados significativamente si el índice de inflación supera a la devaluación del peso.

Las medidas del gobierno, así como la presión de los sindicatos, podrían requerir aumentos salariales o mayores beneficios para los trabajadores, todo lo cual podría incrementar los costos operativos de la Emisora.

Las relaciones laborales en la Argentina están reguladas por legislación específica, en especial por la Ley de Contrato de Trabajo N°20.744 y la Ley de Convenios Colectivos de Trabajo N°14.250, que disponen, entre otras cosas, cómo han de llevarse adelante las negociaciones salariales y de otra índole. La mayoría de las actividades industriales o comerciales están reguladas por un convenio colectivo de trabajo específico, que agrupa a todas las empresas según el sector industrial y por sindicatos. Si bien el proceso de negociación es uniforme, cada cámara de industria o comercio negocia los incrementos salariales y beneficios laborales con el sindicato correspondiente a dicha actividad comercial o industrial. Las partes están sujetas a la decisión final una vez aprobada por la autoridad laboral y deben cumplir con los aumentos salariales establecidos para todos los empleados representados por el sindicato respectivo y a quienes se aplica el convenio colectivo de trabajo. Además, cada empresa puede, sin perjuicio de los incrementos salariales obligatorios acordados con el sindicato, otorgar a sus empleados incrementos adicionales en función del mérito o beneficios en virtud de un esquema de compensación variable.

Los empleadores argentinos, tanto en el sector público como en el privado, han sufrido una considerable presión de sus empleados y de las organizaciones gremiales para aumentar los salarios y brindar beneficios adicionales a los trabajadores. A causa de los elevados niveles de inflación, los trabajadores y las organizaciones gremiales reclaman incrementos salariales significativos.

En el futuro, el gobierno podría adoptar nuevas medidas que impliquen aumentos de salarios o reconozcan beneficios adicionales para los trabajadores, y la fuerza laboral y los sindicatos podrían presionar para lograr estas medidas. Cualquier incremento en los salarios o en los beneficios adicionales para los trabajadores podría generar mayores costos y reducir los resultados de las operaciones de las compañías argentinas, incluida la Emisora.

Las fluctuaciones en el valor del Peso podrían afectar en forma adversa la economía argentina y, en consecuencia, los resultados de las operaciones o la situación patrimonial de la Emisora.

Las fluctuaciones en el valor del Peso también pueden afectar de manera adversa la economía argentina, los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía. Mientras la mayor parte de la deuda de la Compañía y una parte de sus gastos y costos operativos están denominadas en Dólares, sus ingresos se generan principalmente en Pesos. Por lo tanto, la Compañía está expuesta a riesgos asociados con las fluctuaciones del Peso respecto del Dólar, que desde enero de 2002 la variación ha sido significativa.

La devaluación del Peso tuvo y puede continuar teniendo un impacto negativo sobre la capacidad de determinadas empresas argentinas de pagar sus deudas en moneda extranjera, y generar inflación, reducir sustancialmente los salarios en términos reales y poner en peligro la estabilidad de los negocios, como los de la Compañía, cuyo éxito depende en mayor medida de la demanda del mercado interno, pudiendo asimismo afectar adversamente la capacidad del Gobierno Nacional de pagar sus obligaciones de deuda externa. De acuerdo al tipo de cambio informado por la Comunicación “A” 3500 del BCRA, la devaluación del Peso Argentino respecto al Dólar Estadounidense ascendió a un total de 17,55% en 2016, 15,21% en 2017, 50,94% en 2018, 36,67% en 2019, 28,87% en 2020 y 17,56% en 2021.

La persistencia de la alta inflación, junto con los controles de cambio formales y “de facto” generaron una importante diferencia entre el tipo de cambio oficial, que actualmente se utiliza para operaciones comerciales y financieras, y otros tipos de cambio informales que surgieron implícitamente a raíz de ciertas operaciones comúnmente realizadas en el mercado de capitales (dólar “MEP” o “contado con liquidación), llegando el valor de dichas operaciones a superar en más de un 90% al tipo de cambio oficial a la fecha del presente Prospecto. Sumado a los efectos de los controles de cambio y las restricciones sobre el comercio exterior, éstos precios relativos altamente distorsionados generaron una pérdida de competitividad de la producción argentina, impidieron las inversiones y generaron estancamiento económico.

Debido a la mayor volatilidad del Peso, las administraciones nacionales de los últimos años anunciaron diversas medidas destinadas a restablecer la confianza de los mercados y estabilizar el valor de la moneda. Las medidas implementadas por el gobierno anterior incluyeron, entre otras, el acuerdo de stand-by entre Argentina y el FMI, que fue aprobado el 20 de

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junio de 2017 por el FMI (el “ Acuerdo con el FMI de 2018 ”), el aumento de las tasas de interés y la venta de reservas en moneda extranjera del Banco Central. En virtud del Acuerdo con el FMI de 2018, se estableció un nuevo régimen que imponía un estricto control de la base monetaria, en un intento por reducir la demanda de moneda extranjera. El 1° de octubre de 2018, el Banco Central introdujo una banda cambiaria. Se permitió que el tipo de cambio del Peso/Dólar fluctuara entre Ps. 34,00 y Ps. 44,00 por U$S 1,00 (rango que se ajustaba diariamente a una tasa mensual del 3% hasta diciembre de 2018, y para el primer trimestre de 2019, se ajustaba diariamente a una tasa mensual del 2%) sin la intervención del Banco Central. El 29 de abril de 2019, el Comité de Política Monetaria del Banco Central (el “ COPOM ”) decidió introducir cambios en la política monetaria, con el fin de reducir la volatilidad del mercado cambiario.

Tras los resultados en las PASO que tuvieron lugar el 11 de agosto de 2019, el Peso se devaluó casi en un 30%, llegando el tipo de cambio al 30 de septiembre de 2019 a Ps. 59,00 por U$S 1,00 según lo informado por el Banco de la Nación Argentina. El 1° de septiembre de 2019, el PEN mediante el Decreto de Necesidad y Urgencia 609/2019 introdujo controles de capitales para reducir la presión devaluatoria contra el Peso, cuya vigencia fue prorrogada indefinidamente por el gobierno de Alberto Fernández mediante el Decreto N° 91/2019 y las Comunicaciones “A” 6854 y 6856 del Banco Central.

Si el Peso se depreciara aún más, volverían a producirse todos los efectos negativos sobre la economía argentina asociados a dicha depreciación, con consecuencias adversas para los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía.

No podemos predecir en qué medida, el valor del Peso podría depreciarse y cómo esas fluctuaciones podrían afectar la demanda de nuestros productos. Asimismo, no podemos asegurar que el Gobierno Argentino no realizará más cambios regulatorios que nos impidan o limiten la compensación del riesgo derivado de nuestra exposición a otras monedas y, si así fuera, el impacto que estos cambios tendrán sobre nuestra situación financiera y los resultados de las operaciones.

Por otra parte, la futura recaudación impositiva y resultados fiscales de la República Argentina podrían ser insuficientes para cumplir con sus obligaciones de servicio de deuda, aún luego de la renegociación de la deuda externa e interna, y el país podría verse obligado a depender en parte de financiación adicional de los mercados de capitales locales e internacionales, el FMI y otros acreedores potenciales, para cumplir sus obligaciones de servicio de deuda futuras.

Una apreciación significativa del Peso respecto del Dólar también presenta riesgos para la economía argentina, incluida la posibilidad de una reducción de las exportaciones (como consecuencia de la pérdida de competitividad externa). Tal apreciación también podría tener un efecto negativo sobre el crecimiento de la economía y el empleo y reducir la recaudación fiscal en términos reales.

Las medidas adoptadas por el gobierno nacional para reducir las importaciones pueden afectar la capacidad de la Emisora de comprar bienes de capital significativos para su operación.

En 2012, el Gobierno Argentino adoptó un importante procedimiento en virtud del cual las autoridades locales debían aprobar previamente cualquier importación de productos y servicios a la Argentina como requisito para permitir a los importadores el acceso al MULC para pagar aquellos productos y servicios que se importaban. En 2012, la Unión Europea, los Estados Unidos de Norteamérica y Japón presentaron demandas ante la Organización Mundial de Comercio (la “ OMC ”), en contra de ciertos requisitos mantenidos por la Argentina relativos a las importaciones. El 22 de diciembre de 2015, mediante la Resolución Nº 3.823, la AFIP eliminó el sistema de autorización de importaciones que estaba vigente desde 2012, denominado Declaraciones Juradas Anticipadas de Importación y lo sustituyó por el nuevo Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones. Entre otros cambios, las autoridades locales ahora deben responder a cualquier solicitud de aprobación dentro de un plazo de diez días contados a partir de la fecha en que se presenta la solicitud.

Los controles de cambio introducidos desde septiembre de 2019, y que han sido reforzados hasta el momento, incidieron en el régimen de importación de bienes a la República Argentina y en el pago de esas importaciones. Los importadores están obligados a declarar a la Aduana, en el término de 90 días, el ingreso de bienes importados pagados por anticipado adquiridos a proveedores no relacionados. En cambio, el pago anticipado de importaciones a proveedores relacionados con el importador requiere de la autorización previa del Banco Central. Los importadores pueden acceder al mercado de cambios para efectuar el pago de los bienes importados o para satisfacer obligaciones de deuda denominadas en moneda extranjera relacionadas con el financiamiento de la importación, única y exclusivamente en tanto se cumplan ciertas condiciones, las que incluyen el requisito de declarar y registrar los bienes en el sistema de Seguimiento de Pagos de Importaciones. Por favor, véase la sección “ Información Adicional – c) Controles de Cambio ” en este Prospecto para más información.

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No es posible garantizar que el gobierno argentino modificará o mantendrá los actuales aranceles de exportación y las regulaciones de importación. Tampoco es posible predecir el impacto que cualquiera de tales cambios podría tener sobre los resultados de las operaciones o la situación patrimonial de la Emisora.

La intervención del gobierno en la economía argentina podría afectar adversamente los resultados de las operaciones, la situación patrimonial o la capacidad de repago de las obligaciones denominadas en moneda extranjera de la Emisora.

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

En 2008, el gobierno de Fernández de Kirchner absorbió y reemplazó el anterior sistema previsional mixto privado por un régimen previsional de reparto. Como resultado, todos los recursos administrados por las administradoras de fondos de jubilaciones y pensiones privadas, incluso las grandes participaciones de capital en una amplia gama de sociedades que se encuentren listadas y negocien en mercados autorizados, fueron transferidos al Fondo de Garantía de Sustentabilidad (“ FGS ”), a ser administrado por la Administración Nacional de la Seguridad Social (“ ANSES ”). La disolución de las administradoras de fondos de jubilaciones y pensiones privadas y la transferencia de sus activos financieros al FGS han tenido importantes repercusiones en el financiamiento de las empresas del sector privado. Los instrumentos de deuda y acciones que anteriormente podían ser colocados en administradoras de fondos de jubilaciones y pensiones se encuentran en la actualidad sujetos a la discrecionalidad de la ANSES. Desde que adquirió participaciones de capital en empresas privadas a través del proceso de reemplazo del sistema de jubilaciones y pensiones, la ANSES puede designar representantes del gobierno nacional en los directorios de estas entidades. De acuerdo con el Decreto Nº 1.278/12, emitido por el Poder Ejecutivo el 25 de julio de 2012, los representantes de la ANSES deberán informar directamente al Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas, actualmente el Ministerio de Economía, y estarán sujetos a un sistema de información conforme al cual, entre otras obligaciones, los representantes deben informar en forma inmediata al Ministerio de Economía el orden del día de cada reunión de directorio y proporcionar la documentación correspondiente.

En abril de 2012, el gobierno de Fernández de Kirchner decretó la remoción de los directores y alta gerencia de YPF S.A. (“ YPF ”), la compañía gasífera y petrolera más grande del país, que era controlada por el grupo español Repsol, y presentó un proyecto en el Congreso de la Nación para expropiar las acciones en manos de Repsol que representaban un 51% de las acciones de YPF. El Congreso de la Nación aprobó el proyecto en mayo de 2012 a través de la sanción de la Ley N°26.741, que declaró que la producción, la industrialización, el transporte y la comercialización de hidrocarburos eran actividades de interés público y objetivos prioritarios de Argentina y facultó al gobierno nacional a tomar las medidas que fueran necesarias para lograr el autoabastecimiento de hidrocarburos. En febrero de 2014, el gobierno nacional y Repsol anunciaron que habían llegado a un acuerdo sobre las condiciones respecto de la compensación pagadera a Repsol por la expropiación de las acciones de YPF. Dicho pago ascendía a la suma de US$5.000 millones (Ps.79.300 millones), pagaderos mediante la entrega de bonos públicos argentinos con diferentes vencimientos. El acuerdo, que fue ratificado por la Ley N°26.932, canceló el reclamo presentado por Repsol ante el CIADI.

En diciembre de 2012 y agosto de 2013, el Congreso Nacional estableció nuevas reglamentaciones relacionadas con los mercados de capitales internos. Las nuevas reglamentaciones establecen en general una mayor intervención en los mercados de capitales por parte del gobierno nacional, autorizando, por ejemplo, a la CNV a designar veedores con la capacidad de vetar las decisiones del directorio de las compañías que se encuentren listadas en mercados autorizados bajo ciertas circunstancias y suspender al directorio por un período de hasta 180 días, sin perjuicio de ello, el 9 de mayo de 2018, el Congreso Nacional aprobó la Ley N°27.440 de financiamiento productivo, que reformó las leyes de Mercado de Capitales, la Ley N°24.083 de Fondos Comunes de Inversión y la Ley de Obligaciones Negociables, entre otras, introduciendo cambios sustanciales en las regulaciones de bolsas y mercados y varios agentes que operan en el mercado de capitales, así como también algunas facultades de la CNV.

En septiembre de 2014, el congreso sancionó la Ley N° 26.991 que habilita al gobierno nacional para intervenir en ciertos mercados en tanto considere que cualquier parte del mercado intenta imponer restricciones de precios o abastecimiento en el mercado. Esta ley se aplica a todos los procesos económicos vinculados a bienes, instalaciones y servicios que, directa o indirectamente, satisfacen las necesidades básicas de la población (denominados “bienes de la canasta básica”), y otorga amplias facultades al organismo de aplicación competente para que intervenga en dichos procesos. También faculta al organismo de aplicación a ordenar la venta, producción, distribución y/o entrega de bienes de la canasta básica en todo el país en caso de desabastecimiento.

Por otro lado, de conformidad con lo dispuesto por la Comunicación “A” 7106 del BCRA (tal como fuera modificada por las Comunicaciones “A” 7133 y “A” 7230), los títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda

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extranjera que posee la Emisora y cuyos vencimientos de amortizaciones superen los montos y encuadren en los plazos exigidos por las normas cambiarias vigentes (el “Período Relevante”), debieron (o deberán, según corresponda) ser refinanciados bajo determinadas condiciones a efectos de que el BCRA otorgue a la Emisora acceso al mercado local de cambios para el pago de dichas amortizaciones. La Emisora debió presentar ante el BCRA un plan de refinanciación para sus obligaciones negociables Clase XXI con vencimiento en noviembre de 2020.

Conforme fuera prorrogada por la Comunicación “A” 7106 por la Comunicación “A” 7466, quienes registren vencimientos de capital de deuda financiera por un monto mayor al equivalente a US$ 2 millones por mes calendario, hasta el 31 de diciembre de 2022, deberán refinanciarlos. En este sentido, el BCRA dará acceso al mercado de cambios en los plazos originales por un monto de hasta 40% de los vencimientos -o superior, sólo si se cumplen determinadas condiciones- y deberá refinanciarse el resto del capital a un plazo de, como mínimo, dos años de vida promedio. A la fecha del presente Prospecto, Genneia no tiene vencimientos de capital afectados por las medidas previstas por la Comunicación “A” 7106. No es posible garantizar que se emitan otras regulaciones con efectos similares y que ello no exija la refinanciación de otras obligaciones de la Emisora o una nueva refinanciación de las Obligaciones Negociables, y que ello tenga un impacto negativo sobre la misma, y en particular, que no afecte la capacidad de la Emisora de hacer frente a sus obligaciones en moneda extranjera.

El gobierno argentino podría reestablecer reglamentaciones que deriven en una mayor intervención estatal. Los economistas del sector privado coinciden en informar que las expropiaciones, los controles de precios, los controles cambiarios y otras medidas de intervención directa en la economía tuvieron un impacto adverso sobre el nivel de inversión en Argentina, el acceso de empresas argentinas a los mercados internacionales de capitales y las relaciones comerciales y diplomáticas de Argentina con otros países. Los demás actos realizados por el Gobierno Argentino en relación con la economía, incluidas las decisiones relativas a tasas de interés, impuestos, controles de precios, aumentos de salarios, prestación de beneficios adicionales para empleados, controles de cambio y potenciales cambios en el MLC, podrían continuar teniendo un efecto adverso significativo sobre el crecimiento económico argentino y, en consecuencia, podrían afectar adversamente los negocios, la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Compañía. Asimismo, cualquier política adicional del Gobierno Nacional establecida para prevenir conflictos sociales, o en respuesta a conflictos sociales, podría afectar adversa y sustancialmente la economía y, por lo tanto, los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

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

La economía argentina es vulnerable a los golpes externos que podrían ser causados por eventos adversos que afecten a sus principales socios comerciales. Una caída significativa en el crecimiento económico de cualquier socio comercial principal de Argentina (incluyendo Brasil, la Unión Europea, China y los Estados Unidos) podría tener un impacto negativo importante en el equilibrio comercial de Argentina y afectar negativamente su crecimiento económico. La demanda decreciente de las exportaciones argentinas podría tener un efecto negativo sustancial en el crecimiento económico argentino.

La economía argentina sigue siendo vulnerable a los embates externos que se pueden generar por sucesos adversos en la región o a nivel mundial. Una baja significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los principales socios comerciales de la Argentina (entre ellos Brasil, la Unión Europea, China y los Estados Unidos) podría tener un impacto adverso significativo en la balanza comercial de Argentina y afectar negativamente la economía del país. En particular, la economía de Brasil, el mercado exportador más importante de Argentina y su principal fuente de importaciones, está experimentando una devaluación de su moneda y una desaceleración en su economía que puede impactar negativamente en la economía argentina. La economía argentina puede resultar afectada por el efecto “contagio”. La reacción de los inversores internacionales ante hechos que tienen lugar en un país en desarrollo a menudo pareciera seguir un patrón “contagio”, en el cual una región entera o una clase de inversión se ve desfavorecida por los inversores internacionales. En el pasado, la economía argentina ha resultado afectada adversamente por esos efectos contagio en diversas oportunidades, como fue el caso en 2008, cuando la crisis económica mundial dio lugar a una abrupta caída en la actividad económica de Argentina en 2009.

La economía argentina también puede resultar afectada por condiciones de las economías desarrolladas, como la de Estados Unidos, que son socios comerciales significativos de Argentina o tienen influencia sobre los ciclos económicos internacionales. Si las tasas de interés se incrementan significativamente en las economías desarrolladas, incluida la de Estados Unidos, Argentina y sus socios comerciales de economías en desarrollo, como Brasil, podrían encontrarse con que es más difícil y gravoso tomar capital en préstamo y refinanciar deudas existentes, lo que podría afectar adversamente el crecimiento económico en aquellos países. La reducción del crecimiento de los socios comerciales de Argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre los mercados de exportaciones de Argentina y, a su vez, afectar adversamente el

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crecimiento económico. Cualquiera de estos potenciales riesgos de la economía argentina podría tener un efecto adverso sustancial sobre los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora.

En julio de 2019, el Mercado Común del Sur (“MERCOSUR”) logró firmar un acuerdo de asociación estratégica con la Unión Europea. El objetivo de este acuerdo es promover las inversiones, favorecer la integración regional, aumentar la competitividad de la economía y lograr un incremento del PBI. Sin embargo, el efecto que el acuerdo podría tener en la economía argentina y en las políticas implementadas por el gobierno argentino es incierto.

Asimismo, los desafíos que enfrenta la Unión Europea para estabilizar las economías de algunos de sus miembros han tenido y podrían continuar teniendo implicancias internacionales que afecten la estabilidad de los mercados financieros globales, lo cual ha restringido las economías a nivel mundial.

En junio de 2016, el Reino Unido realizó un referéndum, en el que la mayoría votó a favor de la salida del país de la Unión Europea. El Reino Unido abandonó formalmente la Unión Europea el 31 de enero de 2020 (el “Brexit”). Sin embargo, a partir del 1 de febrero de 2020 comenzó un periodo de transición hasta el 31 de diciembre de 2020 en el que el Reino Unido se mantuvo en el mercado europeo. Durante dicho período la Unión Europea y el Reino Unido llevaron adelante un proceso de negociaciones para determinar los términos y condiciones de sus vínculos a partir del fin de periodo transitorio que culminó en la firma del Acuerdo de Cooperación y Comercio entre la Unión Europea y el Reino Unido firmado el 24 de diciembre de 2020 (el “ACC”). El Parlamento del Reino Unido ratificó el ACC el 30 de diciembre de 2020, mientras que el Parlamento Europeo y el Consejo de la Unión Europea hicieron lo propio el 28 y 29 de abril de 2021, respectivamente. La fecha de entrada en vigor del ACC fue el 1° de mayo de 2021.

El ACC proporciona cierta claridad con respecto a la forma prevista de la futura relación entre el Reino Unido y la Unión Europea y algunas cuestiones detalladas de comercio y cooperación. El Brexit en los resultados de las operaciones de la Emisora no resulta claro, y sus efectos a largo también son inciertos. El Brexit podría generar inestabilidad política, legal y económica adicional en la Unión Europea y producir un impacto negativo en el intercambio comercial de Argentina con dicha región.

Por otro lado, hay incertidumbre acerca de cómo se desarrollará la relación comercial entre los estados miembros del MERCOSUR, especialmente entre Argentina y Brasil. No podemos predecir el efecto sobre la economía argentina y nuestras operaciones en caso de surgir litigios entre la Argentina y Brasil, o si cualquiera de dichos países decidiera salir del MERCOSUR.

Además, el escenario macroeconómico global enfrenta desafíos. Hay considerable incertidumbre respecto de los efectos a largo plazo de las políticas monetarias y fiscales expansivas adoptadas por los bancos centrales y las autoridades financieras de algunas de las principales economías del mundo, incluyendo los Estados Unidos y China.

Ha habido preocupación acerca de disturbios y amenazas terroristas en el Medio Oriente, Europa y África y de los conflictos que involucran a Irán, Ucrania, Siria y Corea del Norte. Asimismo, crisis económicas y sociales surgieron en varios países de América Latina durante 2019, 2020 y 2021, ya que la economía en la mayor parte de la región se ha ralentizado luego de casi una década de crecimiento sostenido, entre otros factores. También ha habido preocupación acerca de la relación entre China y otros países asiáticos, que puede resultar en, o intensificar, potenciales conflictos en relación con disputas territoriales, y la posibilidad de una guerra comercial entre los Estados Unidos y China. El 24 de febrero de 2022, el gobierno ruso anunció el inicio de una "operación militar especial" que comenzó con una invasión sobre el territorio de Ucrania. De este modo, se creó un conflicto bélico de gran magnitud entre ambos países que, al día de hoy, sigue intensificándose. Como respuesta a la invasión, la comunidad internacional ha aplicado fuertes sanciones contra sectores de la economía, empresas, personas, asociaciones deportivas y culturales de Rusia. Muchos países han anunciado el cierre del espacio aéreo a los aviones con bandera rusa. Asimismo, organizaciones no gubernamentales y empresas multinacionales han anunciado desinversiones o desvinculaciones con contrapartes rusas. Aunque Rusia afirma estar preparada para hacer frente a estas sanciones, el rublo ha perdido cerca de un tercio de su valor desde el comienzo de la invasión, se han introducido controles de cambio y restricciones al comercio de títulos valores y se prevé una fuerte caída en todos los sectores de la economía. El desarrollo del conflicto militar, así como su expansión a otras regiones o la incorporación de nuevos participantes y los efectos de las sanciones a Rusia podrían tener un impacto negativo en la economía europea (incluyendo, especialmente, el aumento de los valores de energía) y, en consecuencia, repercutir negativamente en la economía mundial.

Los resultados de las elecciones de los Estados Unidos de América, que concluyeron el 3 de noviembre de 2020, dieron por ganador a Joseph Biden, quien asumió su cargo de presidente de los Estados Unidos de América el 20 de enero de 2021. Sin perjuicio de lo anterior la expectativa por parte de la prensa y los mercados es que una presidencia de Biden no implicaría cambios radicales en la economía de dicho país, ya que no contaría este con las mayorías necesarias en el senado para implementar reformas sustanciales. Sin perjuicio de ello, parte de la campaña de Biden consistió en el desarrollo de

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un plan audaz denominado “Revolución de Energía Limpia” para enfrentar y liderar al mundo en la confrontación de la emergencia climática, entendiendo que el “Green New Deal” es un marco crucial para atacar los desafíos climáticos que enfrenta el planeta. Dicho plan consiste en la creación de nuevas industrias que revitalicen la manufactura, generen empleos de alta calidad y fortalezcan la clase media en ciudades y pueblos de los Estados Unidos para convertirse en la superpotencia de energía limpia del mundo y exportar tecnología de energía limpia a todo el mundo, asegurando que Estados Unidos logre una economía de energía limpia al 100% y emisiones netas cero a más tardar en 2050.

Asimismo, el nuevo presidente de los Estados Unidos de América resaltó en su campaña la necesidad de que el país vuelva a trabajar con sus aliados europeos. Cambios en lo social, político, regulatorio y condiciones económicas en los de los Estados Unidos de América y/o en las leyes y políticas respecto del comercio exterior podrían generar incertidumbre en los mercados internacionales y tener un efecto negativo en las economías en vías de desarrollo, incluida la economía argentina, que podrían tener un impacto negativo en nuestras operaciones.

No podemos asegurar que las condiciones a nivel internacional comiencen un rumbo de recuperación o continúen con tendencias negativas. En este sentido, la economía argentina podría verse negativamente afectada como resultado de una menor demanda internacional y menores precios por los productos y servicios que conforman el negocio de la Compañía, falta de acceso al crédito internacional, menor ingreso de capitales y una mayor aversión al riesgo, lo que podría también afectar adversamente nuestras actividades, resultados de las operaciones, situación financiera y flujos de efectivo.

Accionistas extranjeros de empresas que operan en la Argentina han iniciado procedimientos de arbitraje de inversiones contra la Argentina que han resultado y podrían resultar en laudos arbitrales y/o medidas cautelares en contra de la Argentina y sus activos y, a su vez, limitar sus recursos financieros.

En respuesta a las medidas de emergencia implementadas por el Gobierno Argentino durante la crisis económica de 20012002, se presentaron varios reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (“CIADI”) contra la Argentina. Los reclamantes alegan que las medidas de emergencia eran inconsistentes con las normas de tratamiento equitativo establecidas en diversos tratados bilaterales de inversión de los que la Argentina era parte en ese momento.

Los reclamantes también han iniciado reclamos ante tribunales de arbitraje de la Comisión de las Naciones Unidas para el Derecho Mercantil Internacional (“CNUDMI”) y conforme a las normas de la Cámara de Comercio Internacional (“CCI”).

En relación con la expropiación de parte del gobierno argentino de Aerolíneas Argentinas que tuvo lugar en 2008, en julio de 2017, en una decisión dividida, un tribunal del CIADI resolvió que Argentina había violado los términos de un acuerdo bilateral de inversiones con España. Argentina solicitó la anulación del laudo. Con fecha 29 de mayo de 2019, el CIADI rechazó el pedido de Argentina y ratificó la decisión anterior. En consecuencia, se confirmó la ilegalidad de la expropiación y el Gobierno Argentino fue condenado a pagar US$ 320,8 millones en concepto de daños y costos de representación. Si bien existe una instancia adicional para que Argentina presente el último recurso de revisión, el resultado de dicha instancia es incierto a la fecha del presente Prospecto.

Asimismo, en junio de 2019 se hizo público un reclamo ante el CIADI del grupo holandés ING, NNH y NNI Insurance International por la estatización decretada durante el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner del sistema de jubilación privada, realizada en 2008. Según lo informado por el CIADI en su sitio web la demanda es por US$500 millones.

A la fecha del presente Prospecto, el resultado de estos casos es incierto. Los reclamos pendientes ante el CIADI y otros tribunales arbitrales podrían dar lugar a nuevos laudos en contra de Argentina, lo cual podría afectar la capacidad del Gobierno Argentino de acceder al crédito o a los mercados de capitales internacionales, lo que podría afectar en forma adversa el negocio, situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Emisora.

La falta del adecuado abordaje de los riesgos reales y percibidos de deterioro institucional y corrupción puede afectar adversamente la economía y la situación financiera de la Argentina.

La falta de un marco institucional sólido, así como también la corrupción han sido identificadas como un problema significativo para la Argentina. En el Índice de Percepciones de Corrupción de 2021 de Transparency International, que incluye un estudio de 180 países, la Argentina se ubicó en los puestos 96. en comparación con el puesto 78 para el año 2020 y con el puesto 66 para el estudio correspondiente al año 2019

El gobierno argentino, reconociendo que estas cuestiones podrían aumentar inestabilidad política, distorsionar el proceso de toma de decisiones y afectar adversamente la reputación internacional de la Argentina y su capacidad para atraer inversiones extranjeras, ha anunciado varias medidas dirigidas a fortalecer las instituciones de la Argentina y reducir la corrupción. Estas medidas incluyen la reducción de las sentencias penales a cambio de cooperación con el Gobierno

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Nacional en investigaciones de corrupción, un mayor acceso del público a la información, el desapoderamiento de activos de funcionarios corruptos, el aumento de facultades de la Oficina Anticorrupción y la sanción de una nueva ley de ética pública, entre otras. La capacidad del Gobierno Argentino de implementar estas iniciativas es incierta dado que requeriría la intervención del poder judicial, que es un poder independiente, así como también el apoyo legislativo de los partidos de la oposición. No puede asegurarse que la implementación de dichas medidas resultará exitosa.

El entorno político de Argentina ha influido históricamente en el desempeño de la economía del país, y continúa haciéndolo. Las crisis políticas han afectado y continúan afectando la confianza de los inversores y el público en general, lo que históricamente ha generado desaceleración económica y mayor volatilidad en los títulos con riesgo argentino subyacente. La reciente inestabilidad económica de Argentina ha contribuido a una caída en la confianza del mercado en la economía de Argentina, así como al deterioro del entorno político. La debilidad de la situación macroeconómica de Argentina continuó en 2019 y se acentuó durante 2020 y podría incrementarse en 2021 como resultado de las medidas que introduzca el nuevo gobierno.

Por otra parte, diversas investigaciones en curso por denuncias de lavado de activos y corrupción que están siendo llevadas adelante por la fiscalía federal, siendo la mayor de dichas investigaciones la denominada “Los Cuadernos de las Coimas”, han repercutido negativamente en la economía y en el entorno político de Argentina. Ciertos funcionarios de los gobiernos de Kirchner y Fernández de Kirchner, así como funcionarios de alto rango de sociedades con contratos con el Estado o concesiones públicas han enfrentado o se encuentran enfrentando denuncias de corrupción y lavado de activos como resultado de estas investigaciones. Estas personas son acusadas de haber aceptado o pagado sobornos mediante retornos sobre contratos otorgados por el gobierno a diversas compañías de infraestructura, energía y construcción. Los fondos derivados de estos retornos supuestamente financiaban las campañas de partidos políticos pertenecientes al gobierno liderado por la expresidenta y actual vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner. Estos fondos no eran registrados ni revelados públicamente, y presuntamente fueron destinados para enriquecer a ciertas personas. Diversos políticos de alto rango, entre ellos miembros del Congreso Nacional, y altos ejecutivos y funcionarios de las mayores empresas de Argentina (i) han sido arrestados por varios cargos de corrupción, (ii) celebraron acuerdos de cooperación con fiscales, y (iii) han renunciado o sido removidos de sus cargos. El resultado potencial de la causa de “Los Cuadernos de las Coimas”, así como otras investigaciones sobre corrupción en curso, es incierta, pero éstas ya han tenido un impacto negativo en la reputación de las compañías implicadas, como así también en la percepción de la economía, el entorno político y los mercados de capitales de Argentina por parte de los mercados en general.

La Emisora no tiene control y no puede predecir por cuánto tiempo seguirán las investigaciones de corrupción, o si tales investigaciones o denuncias (u otras investigaciones o denuncias futuras) generarán mayor inestabilidad política y económica. Asimismo, no se puede predecir cuál será el resultado de dichas denuncias o su efecto en los distintos sectores de la economía argentina.

La imposibilidad de abordar en forma correcta estos riesgos reales y percibidos relativos al deterioro institucional y corrupción por parte del gobierno nacional podría afectar en forma adversa la economía y la situación financiera de Argentina, lo cual, a su vez, puede afectar en forma adversa los negocios, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora.

La pandemia de SARS-CoV-2 (COVID-19) afectó y continúa afectando la economía argentina y global, así como en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operaciones.

En diciembre de 2019, se informó la aparición de un brote de COVID-19 en Wuhan, China y el 11 de marzo de 2020, la Organización Mundial de la Salud declaró el estado de pandemia. El COVID-19 ha interrumpido o afectado las actividades comerciales en Argentina y en el resto del mundo. El gobierno argentino decretó el aislamiento social preventivo y obligatorio desde el 20 de marzo de 2020, restringiendo la libre circulación en áreas públicas y ordenando el cierre de la mayoría de los negocios, con ciertas excepciones. Actualmente el país se encuentra en una etapa de flexibilización de la cuarentena obligatoria debido al aumento del porcentaje de población vacunada contra el COVID-19. En los últimos meses se ha decretado la apertura de comercios, el regreso a clases presenciales, la flexibilización de las medidas de entrada al país desde países limítrofes y el uso de transporte público por todos los ciudadanos. Al 30 de abril de 2022, Argentina cuenta con alrededor de 9 millones de casos confirmados y 129 mil muertes relacionadas al COVID-19.

La pandemia de COVID-19 ha afectado y continúa afectando adversamente la economía argentina y el negocio de la Compañía. Por ejemplo, la pandemia ya ha tenido numerosas consecuencias adversas, entre ellas, impacto negativo en la salud y seguridad de la población, interrupción de las cadenas de suministro, mermas en la producción y la demanda, deterioro en la valuación de activos financieros, volatilidad cambiaria, mayor volatilidad en los mercados financieros, cierre de plantas, interrupción de operaciones y posible incremento de préstamos morosos en el futuro. A pesar de que el

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gobierno argentino ha iniciado una campaña de vacunación, nuevas olas de infecciones han ampliado los efectos de la pandemia de COVID-19 en la economía argentina. Además, el conflicto entre las órdenes de los gobiernos nacional y provinciales también podrían afectar negativamente al entorno político en Argentina.

Con el fin de paliar el efecto adverso de la pandemia de COVID-19 en la economía nacional, el gobierno argentino ha adoptado una serie de medidas fiscales y monetarias, a las cuales se suman las medidas adoptadas por el Banco Central. Dichas medidas incluyen la prohibición de realizar despidos, controles de precios, congelamiento y/o postergación de ciertos pagos de cuotas de préstamos, extensión de beneficios médicos, reducción de la carga tributaria y demás programas de asistencia financiera relacionados con el COVID-19. Aunque estas medidas ya han contribuido a atenuar el impacto de la pandemia y podrían ayudar en el futuro a dicho impacto en la economía argentina en general, también pueden tener un impacto negativo en el negocio, situación financiera y resultados de las operaciones de la Emisora.

El 1 de octubre de 2021, a través del Decreto 678/2021 se establecieron nuevas reglas de conducta como medidas preventivas generales. A su vez, se establecieron determinadas condiciones (además del cumplimiento de los protocolos, recomendaciones e instrucciones de las autoridades sanitarias nacional, provinciales y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) para la realización de las siguientes actividades que suponen un mayor riesgo epidemiológico y sanitario: a) Los viajes grupales de egresados y egresadas, de estudiantes o similares, con excepción de los contemplados en el inciso b. b) Los viajes grupales de jubilados y jubiladas c) Las actividades en discotecas, locales bailables o similares que se realicen en espacios cerrados. d) Las actividades en salones de fiestas para bailes, bailes o similares que se realicen en espacios cerrados. e) Eventos masivos de más de mil (1000) personas.

El 13 de diciembre de 2021, a través de la decisión administrativa 1198/2021, se estableció por un plazo de vigencia indefinido que toda persona que haya cumplido los 13 años de edad y que asista a las actividades definidas como Actividades de Mayor Riesgo, o las que en el futuro se establezcan, deberá acreditar, a partir del 1° de enero de 2022, que posee un esquema de vacunación completo contra la COVID-19, aplicado al menos 14 días antes de la asistencia a la actividad o evento, exhibiéndolo ante el requerimiento de personal público o privado designado para su constatación, y al momento previo de acceder a la entrada del evento o actividad. A través de la aplicación denominada “Cuidar”. Las actividades consideradas son: a) Los viajes grupales de egresados y egresadas, de estudiantes, jubilados y jubiladas, o similares; b) Las actividades en discotecas, locales bailables o similares que se realicen en espacios cerrados; c) Las actividades en salones de fiestas para bailes, bailes o similares que se realicen en espacios cerrados; y d) Eventos masivos organizados de más de 1000 personas que se realicen en espacios abiertos, cerrados o al aire libre.

No ha habido cambios en la situación patrimonial y financiera de la entidad con posterioridad al último estado financiero publicado en función de la situación de emergencia nacional e internacional por la pandemia del nuevo coronavirus.

Los efectos a largo plazo de epidemias y otras crisis de salud pública, como el COVID-19, en la economía son difíciles de evaluar o predecir. El alcance del impacto de la pandemia en la economía argentina dependerá de ciertos acontecimientos, entre ellos, la duración y diseminación del brote, las medidas adoptadas o a adoptar por el gobierno argentino y el Banco Central, y el impacto de las mismas en los socios económicos de Argentina, todo lo cual es incierto aún.

RIESGOS RELACIONADOS CON EL SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO

Las generadoras, distribuidoras y transportadoras de electricidad se han visto afectadas sustancialmente y de manera adversa por medidas de emergencia adoptadas en respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002 de Argentina, muchas de las cuales continúan vigentes .

Desde la crisis económica de 2001 y 2002, el sector eléctrico argentino se ha caracterizado por estar sujeto a reglamentaciones y políticas públicas que han generado importantes distorsiones en el mercado eléctrico, puntualmente, en materia de precios, en toda la cadena de valor del sector (generación, transporte y distribución). Históricamente, los precios de la energía eléctrica en Argentina se calculaban en Dólares Estadounidenses y los márgenes se ajustaban periódicamente para reflejar las variaciones en relación con los costos. En enero de 2002, la Ley de Emergencia Pública autorizó al gobierno argentino a renegociar sus contratos de servicios públicos. En virtud de esta ley, el gobierno argentino revocó las disposiciones de los contratos de servicios públicos relacionadas con el mecanismo de ajuste y de indexación de acuerdo con la inflación. En lugar de ello, las tarifas en dichos contratos se congelaron y fueron convertidas de sus valores originales en Dólares Estadounidenses a pesos argentinos, a razón de Ps. 1,00 por U$S 1,00.

Dichas medidas, sumadas al efecto de una inflación elevada y la depreciación del peso de los últimos años, llevaron a una caída significativa en los ingresos y a un aumento considerable de los costos en términos reales, que ya no podían recuperarse a través de los ajustes en los márgenes o los mecanismos de fijación de precios de mercado. Esta situación, a

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su vez, llevó a muchas empresas de servicios públicos a suspender los pagos de su endeudamiento financiero (que siguió denominado en Dólares Estadounidenses a pesar de la pesificación de los ingresos), lo que efectivamente impidió a dichas empresas obtener financiación adicional en los mercados de crédito locales o internacionales y efectuar inversiones adicionales.

Después de declarar el estado de emergencia con respecto al sistema eléctrico nacional, el gobierno argentino aumentó las tarifas de energía eléctrica en el MEM en virtud de Energía Base. Consumidores, políticos y organizaciones no gubernamentales comenzaron a interponer pedidos de medidas cautelares para la suspensión de dichos aumentos y sentencias recientes suspendieron los aumentos en todo el territorio nacional. El 6 de septiembre de 2016, la Corte Suprema de Justicia dejó sin efecto estas medidas cautelares que suspendían los incrementos en las tarifas de energía eléctrica aplicables al consumidor final y, el 28 de octubre de 2016, se llevó a cabo una audiencia pública para dar tratamiento a las propuestas de revisión tarifaria integral presentadas por EDENOR y EDESUR. Los aumentos tarifarios fueron aprobados el 31 de enero de 2017. Asimismo, el gobierno argentino emitió la Resolución SE N° 21/16 llamando a licitación pública para la instalación de nueva capacidad de generación de fuentes térmicas y renovables, ofreciendo a los generadores tarifas denominadas en Dólares Estadounidenses atadas a los costos de generación para la nueva capacidad de generación que se pusiera a disposición. Sin embargo, las tarifas en virtud del programa Energía Base permanecen muy por debajo de los niveles históricos, si bien se han producido aumentos importantes y actualmente se denominan en Dólares Estadounidenses, lo que mitiga el efecto de las variaciones en el tipo de cambio. Estas medidas u otras medidas futuras podrían no ser suficientes para resolver los problemas estructurales creados por la crisis económica del 2001 y 2002 y sus consecuencias, y podría suceder que en el futuro no se adopten medidas similares a las dictadas durante la crisis económica.

El 1 de marzo de 2019, mediante la Resolución SRRyME N° 1/19, el Gobierno Argentino redujo los precios de capacidad de generación y energía bajo el programa Energía Base, que habían sido previamente incrementados por la Resolución SEE N° 19/17. Asimismo, el 27 de febrero de 2020, la SE del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación dictó la Resolución 31/20, que derogó la Resolución N° 1/19 y redujo el régimen de remuneración aplicable desde el 1 de febrero de 2020 para los Generadores Autorizados del Mercado Mayorista Eléctrico, fijando los precios de Energía Base en pesos argentinos. No es posible garantizar que no se producirán reducciones adicionales de estas tarifas en el futuro.

Por otra parte, no puede descartarse que el Estado Nacional emita regulaciones de emergencia o que eventualmente CAMMESA decida incumplir el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica modificando la forma de pago a Precio Spot. Para más información del Precio Spot véase “ Información sobre la Emisora―b) Descripción del sector en el que se desarrollan las actividades de la Emisora―Descripción General del Marco Regulatorio del Sector Eléctrico―Marco Regulatorio de la Energía Renovable en Argentina―Remuneración Mercado Spot ” del presente Prospecto.

El Gobierno Argentino ha intervenido el sector eléctrico en el pasado y es probable que esa intervención continúe

Históricamente, el Gobierno Argentino ha tenido un rol activo en el sector eléctrico mediante la titularidad y conducción de empresas estatales dedicadas a la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Desde 1992, tras la privatización de varias empresas estatales, el Gobierno Argentino atenuó su control sobre el sector. No obstante ello, al igual que sucede en varios países, y en particular a partir de la crisis económica atravesada por el país en los años 2001 y 2002, el sector eléctrico de Argentina continúa sujeto a una rigurosa regulación e intervención estatal.

En respuesta a la referida crisis económica, el Gobierno Argentino aprobó la Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario N° 25.561, y otras reglamentaciones, a través de las que introdujo una serie de reformas significativas en el marco regulatorio aplicable al sector eléctrico. Estos cambios han tenido importantes efectos adversos en las empresas de generación, distribución y transporte de energía eléctrica e incluyeron el congelamiento de los márgenes de distribución, la revocación de los mecanismos de ajuste por inflación y demás mecanismos indexatorios de las tarifas, la limitación a la capacidad de las empresas de distribución de energía eléctrica de trasladar al consumidor los incrementos en los costos producto de cargos regulatorios, y la introducción de un nuevo mecanismo de fijación de precios spot en el Mercado Eléctrico Mayorista, los cuales tuvieron un impacto significativo en los generadores de energía eléctrica y provocó diferencias de precios significativas dentro del mercado.

Los gobiernos anteriores intervinieron en el sector eléctrico a través de diversas medidas, entre ellas, otorgar incrementos temporarios en los márgenes, proponer un nuevo régimen tarifario para residentes de zonas afectadas por la pobreza, incrementar las remuneraciones que perciben los generadores en concepto de capacidad, operación y servicios de mantenimiento, crear cargos específicos para recaudar fondos que se transfieren a fondos fiduciarios de administración

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estatal destinados a financiar inversiones en infraestructura de generación y distribución, y ordenar inversiones para la construcción de nuevas plantas de generación y ampliación de las redes de transmisión y distribución existentes.

Por ejemplo, en marzo de 2013, de acuerdo con la Resolución SE 95/13 emitida por la Secretaria de Energía, el gobierno argentino suspendió la renovación de contratos de venta en el mercado a término y la celebración de nuevos acuerdos en el Mercado Eléctrico Mayorista (mercado a término), y ordenó que la demanda que no fuese satisfecha por generadores argentinos debía ser abastecida directamente por CAMMESA. Por consiguiente, los generadores argentinos deben abastecer a CAMMESA de capacidad y energía eléctrica a precios fijados por la SE.

Con la asunción del gobierno de Macri, el Gobierno Argentino comenzó a implementar reformas sustanciales en el sector eléctrico nacional. El 16 de diciembre de 2015, a través del decreto N° 134/2015 el gobierno de Macri declaró el estado de emergencia del sistema eléctrico nacional con efectos hasta el 31 de diciembre de 2017. El estado de emergencia le permitía al Gobierno Argentino tomar medidas diseñadas para garantizar el suministro de energía eléctrica en Argentina, por ejemplo, ordenar al entonces Ministerio de Energía y Minería la elaboración e implementación, con la cooperación de todas las entidades públicas federales, de un programa coordinado para garantizar la calidad y seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas. Por otra parte, el Gobierno Argentino y ciertos gobiernos provinciales han aprobado importantes ajustes en los precios e incrementos en las tarifas aplicables a ciertas empresas de generación y distribución. Una vez implementados los aumentos de tarifas, los consumidores, algunos políticos y ciertas organizaciones no gubernamentales que defienden los derechos del consumidor comenzaron a interponer pedidos de medidas cautelares para la suspensión de dichos aumentos, que fueron aceptados por los tribunales argentinos. En este sentido, cabe destacar dos fallos dictados por la Sala II de la Cámara Federal de Apelaciones de La Plata y por un juez federal del tribunal de primera instancia de San Martín que suspendieron los incrementos en las tarifas de electricidad aplicables al consumidor final en la Provincia de Buenos Aires y en todo el territorio de Argentina, respectivamente. De acuerdo con dichas medidas cautelares (i) se suspendieron los incrementos tarifarios aplicables al consumidor final concedidos a partir del 1 de febrero de 2016, con efecto retroactivo a esa fecha, (ii) las facturas enviadas al consumidor final no debían incluir el incremento, y (iii) se debía proceder al reembolso de los importes ya cobrados al consumidor final como consecuencia del consumo registrado antes de dichos fallos. Sin embargo, el 6 de septiembre de 2016, la Corte Suprema de Justicia dejó sin efectos las medidas cautelares que suspendían los incrementos en las tarifas de energía eléctrica aplicables al consumidor final, alegando objeciones formales y defectos de procedimiento.

De conformidad con la Resolución Nº 522/16, el ENRE ordenó que se llevara a cabo una audiencia pública para evaluar las propuestas para una revisión integral de tarifas presentada por EDENOR y EDESUR para el período 1º de enero de 2017 – 31 de diciembre de 2021. La audiencia se llevó a cabo el 28 de octubre de 2016. El entonces Ministerio de Energía y Minería y el ENRE llevaron a cabo una audiencia pública no vinculante para analizar las propuestas sobre tarifas presentadas por las empresas de distribución para el área del gran Buenos Aires (con 15 millones de habitantes, aproximadamente), incluyendo Edenor, para el período 2017-2021 dentro del marco de la RTI.

Con posterioridad a dicha audiencia, el 31 de enero de 2017, el ENRE emitió la Resolución Nº 63/17, en virtud de la cual dicha autoridad administrativa aprobó las tarifas que habrían de ser aplicadas por EDENOR. En el mismo sentido, la Resolución Nº 64/17 aprobó las tarifas de EDESUR.

Por otra parte, en marzo de 2016, la Secretaría de Energía Eléctrica había dictado la Resolución SEE N° 22/16, a través de la cual ajustó los precios de energía eléctrica aplicables a las ventas de energía de las empresas de generación en virtud del programa Energía Base. La Secretaría de Energía Eléctrica mencionó que los precios del MEM estaban distorsionados y desalentaban la inversión privada en generación de energía y que era necesario incrementar las tarifas para compensar parcialmente los crecientes costos de operación y mantenimiento y para mejorar la capacidad de generación de efectivo de esas empresas.

El 1º de febrero de 2017, el ENRE dictó varias resoluciones, que, entre otros cambios de política, implementaron una reducción de los subsidios de tarifas de energía eléctrica y un aumento de las tarifas de energía eléctrica para clientes residenciales. Dichos aumentos se ubicaron en el rango de 61% a 148%, dependiendo del volumen de consumo de energía eléctrica del usuario.

En cuanto a las tarifas de transporte, se llevaron a cabo siete audiencias públicas de conformidad con lo dispuesto en las Resoluciones Nº 601/16, 602/16, 603/16, 604/16, 605/16, 606/16, y 607/16 del ENRE. En dichas audiencias públicas se evaluaron las propuestas respecto de tarifas presentadas por las empresas de transporte Transener S.A., Distrocuyo S.A.,

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Transcomahue S.A., Ente Provincial de Energía de Neuquén, Transba S.A., Transnea S.A., Transnoa S.A., y Transpa S.A. para el período 1º de enero de 2017 – 31 de diciembre de 2021. En virtud de las Resoluciones Nº 66/17, 68/17, 69/17, 71/17, 73/17, 75/17, 77/17 y 79/17 (todas ellas de fecha 1 de febrero de 2017), el ENRE aprobó las nuevas tarifas aplicables de dichas empresas.

En un cambio de criterio sobre las políticas aplicadas en el sector de la electricidad, el 17 de abril de 2019, el gobierno de Macri anunció que las tarifas aplicadas por las empresas distribuidoras de electricidad no serían incrementadas durante el resto de 2019.

A principios de 2019, a través de la Resolución N°1/2019 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico (“ Resolución N° 1 ”), el Gobierno Argentino modificó los precios de capacidad de generación y energía bajo el programa Energía Base, -que habían sido previamente incrementados por la Resolución N° 19/17 de la Secretaría de Energía Eléctrica, y fijó un esquema remunerativo en Dólares Estadounidenses. En los considerandos de la Resolución N°1, este cambio fue definido como una medida de transición.

Durante las primeras semanas del gobierno del Alberto Fernandez, se envió al Congreso Nacional el Proyecto de Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, que fuera aprobado con fecha 20 de diciembre de 2019, que declaró la emergencia tarifaria y energética, facultando al PEN a (i) mantener las tarifas de electricidad y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, e iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente, o iniciar una revisión de carácter extraordinario -en los términos de las leyes 24.065, 24.076 y demás normas concordantes-, a partir de la vigencia de la ley y por un plazo máximo de hasta ciento ochenta (180) días, propendiendo a una reducción de la carga tarifaria real sobre los hogares, comercios e industrias para el año 2020, invitando a las provincias a adherir a estas políticas; e (ii) intervenir administrativamente el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) y el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) ― por el término de un (1) año. Para más información, véase “ ―Riesgos relacionados con Argentina La Emergencia Energética y Tarifaria decretada por la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva en el marco de la Emergencia Pública y las nuevas medidas que implemente el nuevo gobierno podría afectar adversamente los resultados de las operaciones de la Compañía ” del presente Prospecto.

A través del Decreto Nº 543/2020, publicado en el Boletín Oficial el 19 de junio de 2020, el plazo de ciento ochenta días previsto en el punto (i) del párrafo anterior fue prorrogado por un plazo adicional de 180 días corridos. A través del Decreto N° 1020/2020, este plazo fue prorrogado nuevamente por un plazo adicional de noventa (90) días corridos o hasta tanto entren en vigor los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición para los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica que estén bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero.

Asimismo, con fecha 19 de enero de 2021, a través de las Resoluciones N° 16/2021 y 17/2021, el ENRE dio formal inicio al procedimiento de adecuación transitoria de las tarifas de los servicios públicos de distribución y transporte de energía bajo jurisdicción federal, con el objetivo de establecer un régimen tarifario de transición, hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo Renegociación. A tal fin, convocó a las empresas EDENOR S.A., EDEDUR S.A., TRANSENER S.A., TRANSBA S.A., TRANSPA S.A., TRANSCO S.A., TRANSNEA S.A., TRANSNOA S.A., DISTROCUYO S.A., y al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN).

El 4 de marzo de 2021 fueron publicadas en el Boletín Oficial las Resoluciones del ENRE N° 53/2021, 54/2021, 55/2021, 56/2021 y 57/2021, convocando a audiencias públicas con el objeto de poner en conocimiento y escuchar opiniones respecto del Régimen Tarifario de Transición de las siguientes empresas, respectivamente: EDENOR y EDESUR; TRANSENER; TRANSBA y DISTROCUYO; TRANSPA, TRANSCO y EPEN; TRANSNEA y TRANSNOA. La audiencia pública de EDENOR y EDESUR fue llevada a cabo el 30 de marzo de 2021, y las demás audiencias tuvieron lugar el 29 de marzo de 2021.

Cabe destacar que con fecha 27 de febrero de 2020, se publicó en el Boletín Oficial la Resolución N° 31/2020 de la SE (“ Resolución N° 31 ”). La Resolución N° 31 modificó el esquema remunerativo implementado en la Resolución N° 1, y se destacó por establecer un esquema remunerativo valuado en pesos argentinos, dejando atrás la valuación en Dólares Estadounidenses. Se encuentran exceptuados del régimen de la Resolución N° 31, aquellos agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM con unidades generadoras con potencia comprometida en el marco de contratos centralizados destinados al abastecimiento de la demanda del MEM (Contratos de Abastecimiento MEM), cuya energía eléctrica producida sea destinada al cumplimiento de los citados contratos.

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En consecuencia, mediante el Decreto N° 277/2020, se dispuso la intervención del ENRE hasta el 31 de diciembre del año 2020, designando un interventor y sus facultades, con el fin de que este realice una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica de los aspectos regulados por la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva en materia energética, e informe al PEN los resultados, así como toda circunstancia que considere relevante, aportando la totalidad de la información disponible y proponiendo las medidas que en cada caso estime corresponda adoptar. Asimismo, se dispuso la suspensión de las funciones de los actuales miembros del directorio del ENRE en sus cargos a partir de la entrada en vigencia del decreto, y mientras dure la intervención. (Posteriormente, a través del Decreto N° 1020/2020, se prorrogó la intervención del ENRE por el plazo de un año desde su fecha de vencimiento (es decir, hasta el 31 de diciembre de 2021) o hasta que finalice la renegociación de la revisión tarifaria dispuesta por el mismo decreto, lo que ocurra primero).

Además, en el marco de la pandemia del COVID-19, el gobierno dictó el DNU N° 311/2020 que dispuso por un plazo de 180 días prohibir a las empresas prestadoras de energía eléctrica llevar a cabo suspensiones o cortes del respectivo servicio a los usuarios que incurran en mora o falta de pago hasta tres facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1° de marzo de 2020. La medida fue posteriormente prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2020, a través del Decreto N° 756/2020. A la fecha del presente Prospecto, la Compañía no puede prever las consecuencias de dicha medida.

El 19 de junio de 2020, por medio del Decreto N° 543/2020, el PEN prorrogó el congelamiento de tarifas por 180 días adicionales, a contar desde el vencimiento del plazo anterior. Todo esto, con el objetivo de reducir la carga tarifaria real sobre los hogares y las empresas para el año 2020.

El 16 de diciembre de 2020, por medio del Decreto N° 1020/2020, se dispuso el inicio a la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5° de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva. El plazo de la renegociación no podrá exceder de dos (2) años desde el dictado el referido Decreto.

El Decreto N° 1020/2020 también dispuso la prórroga del plazo de mantenimiento de las tarifas de energía eléctrica y gas natural establecido en el artículo 5° de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva en el Marco de la Emergencia Pública, prorrogado por el Decreto N° 543/20 desde su vencimiento y por un plazo adicional de noventa (90) días corridos o hasta tanto entren en vigencia los nuevos cuadros tarifarios transitorios resultantes del Régimen Tarifario de Transición para los servicios públicos de transporte y distribución de gas natural y energía eléctrica que estén bajo jurisdicción federal, lo que ocurra primero, con los alcances que en cada caso corresponda.

Asimismo, con fecha 19 de enero de 2021, a través de las Resoluciones N° 16/2021 y 17/2021, el ENRE dio formal inicio al procedimiento de adecuación transitoria de las tarifas de los servicios públicos de distribución y transporte de energía bajo jurisdicción federal, con el objetivo de establecer un régimen tarifario de transición, hasta tanto se arribe a un Acuerdo Definitivo Renegociación. A tal fin, convocó a las empresas EDENOR S.A., EDEDUR S.A., TRANSENER S.A., TRANSBA S.A., TRANSPA S.A., TRANSCO S.A., TRANSNEA S.A., TRANSNOA S.A., DISTROCUYO S.A., y al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN).

Asimismo, con fecha 21 de enero de 2021, la SE emitió la Resolución N° 40/2021 (la “ Resolución 40 ”), por medio de la cual estableció:

i un “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones” para las deudas mantenidas con CAMMESA y/o con el MEM de las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM, ya sean por consumos de energía, potencia, intereses y/o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020;
ii un “Régimen Especial de Créditos” para aquellas distribuidoras de energía eléctrica que siendo agentes del MEM no registren deuda con CAMMESA y/o con el MEM o sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020;

Ambos regímenes serán instrumentados a través de la suscripción de Actas Acuerdo particulares que se celebrarán entre las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM y su poder concedente y/o ente de control y la SE, en donde se establecerá el tratamiento de la totalidad de la deuda comprendida y las obligaciones a las que quedará sujeta la distribuidora. Estas Acta Acuerdo incluirán compromisos en materia de eficiencia energética, tecnología aplicada a la prestación del servicio y/o inclusión de herramientas de focalización de subsidios o estructuración tarifaria en función de las características socioeconómicas de los usuarios. Su Con respecto al “Régimen Especial de Regularización de

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Obligaciones” -ítem (i)-, la SE podrá reconocer créditos equivalentes de hasta 5 veces la factura media mensual del último año móvil o hasta el sesenta y seis por ciento (66%) de la deuda existente. Los créditos podrán ser aplicados a la deuda acumulada al 30 de septiembre de 2020. La Resolución 40 establece también los compromisos que deben asumir las distribuidoras para acceder al régimen, y los criterios que adoptará la SE para reconocer los montos.

Así, se prevé en la Resolución 40 que, como requisito previo para acceder al Régimen Especial de Regularización de Obligaciones, la distribuidora de electricidad agente del MEM junto con la autoridad provincial con facultades para la fijación de las tarifas y determinación del cuadro tarifario (poder concedente y/o ente regulador) de cada jurisdicción, deberán realizar una presentación formal ante la SE con la información detallada en el Anexo III de esa resolución. Además, las distribuidoras deberán presentar: (i) un Plan de Trabajo detallado que permita transitar el año 2021 con una sustentabilidad tal que no incurran en incumplimientos con los pagos de la facturación mensual de CAMMESA; (ii) compromiso del poder concedente de cumplir con las medidas correctivas propuestas en el Plan de Trabajo para evitar nuevos incumplimientos; (iii) compromiso de la distribuidora de ceder en garantía las cuentas recaudadoras a CAMMESA y/o constituir una cuenta especial donde se depositen las sumas que perciban mensualmente correspondientes al abastecimiento, transporte y/o cualquier otro concepto que deba ser pagado a CAMMESA; estos fondos serán afectados exclusivamente al pago de la factura de CAMMESA. Adicionalmente podrán ofrecerse otras garantías, todo en el marco del acuerdo del Régimen Especial de Regularización de la Obligaciones que se suscriba; (iv) información relativa a los prestadores no agentes del MEM dentro de su ámbito de concesión con la siguiente información; (v) detalle de deuda durante la vigencia del Decreto N° 311/2020 y modificatorios desagregado en sus distintas categorías detallando la evolución de la cantidad de usuarios y montos adeudados a las distribuidoras de 3 o más facturas con apertura entre capital e interés. Asimismo, se deberá informar en forma mensual la evolución de la cantidad de usuarios morosos y montos en mora, teniendo en cuenta la categoría de usuarios y cantidad de facturas impagas por categoría que se encuadran bajo el Decreto N° 311/2020 y modificatorias; (vi) cantidad de usuarios con el beneficio de tarifa social, abierto por criterio de inclusión y montos involucrados; (vii) la renuncia a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina y/o en el extranjero contra el Estado Nacional o cualquiera de sus dependencias y/o CAMMESA, en relación con el mantenimiento tarifario del año 2020, lo previsto por el Decreto N° 311/2020 y sus prórrogas y/o la Leyes Nros. 27.341, 27.431 y 27.541.

Para la determinación del monto a ser reconocido en concepto de crédito a ser aplicado a la deuda acumulada, según el artículo 1° del Régimen Especial de Regularización de Obligaciones, la autoridad de aplicación considerará los siguientes criterios: (a) adhesión al artículo N° 5 de la Ley 27.541 y al Decreto N° 311/2020 y la fecha de la última actualización tarifaria y, si hubiere correspondido, la fecha en que se debería haber ajustado la tarifa. El monto máximo a ser reconocido por este criterio será el equivalente a una factura media mensual de la Distribuidora en el año 2020; (b) evolución de la cantidad de usuarios, abierta en sus distintas categorías, y montos involucrados durante la vigencia del Decreto 311/2020 y modificatorios, que se encuentran adeudando a las Distribuidoras tres (3) o más facturas mensuales con apertura entre capital e interés. Asimismo, se deberá discriminar los usuarios que se encuadran bajo el Decreto N° 311/2020 y modificatorios. El monto a ser reconocido por este concepto deberá ser con destino excluyente a regularizar la deuda de dichos usuarios; (c) evolución de los usuarios con tarifa social: cantidad de usuarios con el beneficio abierto por criterio de inclusión y montos involucrados; (d) evolución de la incobrabilidad total y por categoría de usuario, como porcentaje sobre la facturación de la categoría correspondiente (residencial, comercial, industrial); (e) medidas implementadas para recuperar la cobrabilidad. Se considerarán positivamente las medidas implementadas a los efectos de recuperar la cobrabilidad; (f) ingresos por venta por el servicio regulado, los componentes que forman el pass through (compras de energía y transporte) y el margen bruto, es decir, el Valor Agregado de Distribución (VAD), expresado en valores corrientes de los años 2019 y 2020; (g) evolución de los costos expresados en valores corrientes de los años 2019 y 2020; (h) evolución de las inversiones: apertura de las inversiones físicas y monetarias de los años 2019 y 2020. Se considerarán positivamente el mantenimiento del nivel inversiones durante el año 2020; (i) en los casos que corresponda se informará si está pendiente de traslado a los cuadros tarifarios aplicables disposiciones en relación al precio estacional, tributos y/o ajustes tarifarios vigentes.

Asimismo, se prevé en la Resolución 40 que aquellas distribuidoras cuya deuda acumulada al 30 de septiembre de 2020 supere el crédito reconocido en el acuerdo deberán acogerse a un Plan de Pagos bajo los siguientes términos: (a) Período de gracia: hasta 6 meses, a partir de la fecha de suscripción del Acuerdo entre la SE y la Distribuidora y su poder concedente y/o Ente Regulador; (b) Plazo: hasta 5 años, es decir, hasta 60 cuotas mensuales una vez culminado el período de gracia; (c) Tasa de Interés: una tasa de interés de hasta el 50% de la vigente en el Mercado Eléctrico Mayorista.

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Las Distribuidoras que acuerden planes de regularización, deberán replicar las condiciones de los mismos al tratamiento de las deudas que las Cooperativas de Distribución de Energía Eléctrica que presten servicios en su área de concesión mantengan con ellos como condición para la entrada en vigencia de su Acuerdo de regularización. Para el caso que las Cooperativas no mantengan deudas con las Distribuidoras o las mismas sean consideradas dentro de valores razonables en relación a su nivel de transacciones al 30 de septiembre de 2020 deberán respetar con dichos prestadores no agentes condiciones similares a las previstas para las distribuidoras cumplidoras de conformidad con el artículo 2° del Régimen Especial de Regularización de Obligaciones.

En el caso de que las Distribuidoras incumplan sus obligaciones de pago de la facturación corriente de la factura de CAMMESA, ésta deberá informar a la SE, la que dispondrá la resolución del Acuerdo de regularización, o de una parte del mismo, lo que implicará la pérdida de los beneficios reconocidos en la resolución efectuándose una nueva liquidación de la deuda con sus accesorios.

Con respecto al “Régimen Especial de Créditos” (ítem (ii)), la SE reconocerá los créditos que prevé el párrafo 7 del artículo 87 de la Ley N° 27.591[1] a aquellas Distribuidoras de Energía Eléctrica, agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que al 30 de setiembre 2020 no tenga deuda o su nivel de deuda sea inferior a una transacción media de la Distribuidora del año 2020. El monto de los créditos reconocidos que se acuerden entre la SE con las distribuidoras agentes del MEM y su poder concedente y/o ente de control, será aplicado a la cancelación de la factura mensual de CAMMESA en tanto represente como máximo el treinta por ciento (30%) de la factura que debe abonar la distribuidora, no pudiendo atrasarse en sus pagos durante la vigencia del mismo.

Como requisito previo para acceder al régimen referido en el párrafo anterior, la Distribuidora de Energía Eléctrica agente del MEM junto con el poder concedente y/o Ente Regulador de cada jurisdicción, deberán realizar una presentación formal ante la SE y a CAMMESA, junto con la información requerida según el Anexo III de la Resolución 40. Asimismo, en carácter de Declaración Jurada, deberá renunciar a todo derecho, acción o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina y/o en el extranjero contra el Estado Nacional o cualquiera de sus dependencias y/o CAMMESA, en relación con el mantenimiento tarifario del año 2020, lo previsto por el Decreto N° 311/2020 y sus prórrogas y/o la Leyes Nros. 27.341, 27.431 y 27.541.

Adicionalmente, las compañías distribuidoras, con aval del poder concedente, deberán presentar en carácter de Declaración Jurada un informe con el destino del crédito, la forma de implementación, el cronograma de aplicación del mismo y la cuantificación de los beneficios esperados, pudiendo decidir entre las siguientes opciones como destino del crédito: (i) beneficios a usuarios del servicio público de electricidad; (ii) aplicación a la cancelación de deudas contraídas con CAMMESA; (iii) inversión en obras de infraestructura, eficiencia energética o incorporación de tecnología en el servicio que permitan la mejora de la calidad del mismo en determinados puntos de la red de distribución, o la ampliación de dicha red.

El Ente Regulador con jurisdicción sobre la compañía distribuidora, o el organismo que cumpla la función de contralor del servicio de distribución eléctrica, será responsable de auditar el cumplimiento del Acta Acuerdo y deberá informar mensualmente el avance de su implementación a la SE y a CAMMESA.

En el caso de que el Ente Regulador u órgano de control no presentara el informe de avance de la implementación del Acuerdo o si se detectara que la aplicación no se ajustara a lo comprometido en el convenio suscripto, CAMMESA informará a la SE, la cual tendrá la facultad, en caso de que la compañía distribuidora no subsane la situación, de declarar la caducidad del Acuerdo a partir de la fecha de detección del incumplimiento.

Finalmente, se prevé en la Resolución 40, con relación al Régimen Especial de Créditos, que en los acuerdos a celebrar se considerarán aquellas acreencias que registren las Distribuidoras en el marco del Programa de Convergencia de Tarifas

1 “Art. 87, párrafo 7, Ley N° 27.591: “Establézcase un régimen especial de créditos para aquellas distribuidoras, administraciones o empresas provinciales distribuidoras de energía eléctrica, cualquiera sea su organización jurídica, que al 30 de setiembre de 2020 no tengan deuda o su nivel de deuda sea considerada dentro de valores razonables con CAMMESA y/o con el Mercado Eléctrico Mayorista. Dichos créditos serán equivalentes a CINCO (5) veces la factura media mensual del último año (2020), pudiendo las autoridades provinciales destinarlos a beneficios para los usuarios y consumidores del servicio público de electricidad, a la cancelación automática de obligaciones de pago con CAMMESA y/o a inversión en obras de infraestructura en energía eléctrica que permitan la mejora en la calidad o la ampliación del servicio en sus respectivas jurisdicciones.”

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Eléctricas y Reafirmación del Federalismo en la República Argentina por rendiciones de inversiones presentadas y aprobadas oportunamente y que se encuentren pendientes de desembolsos, a fin de cumplimentar con lo establecido en el artículo 15 de la Ley N° 27.341 en similares términos a lo dispuesto en el artículo 6° del ANEXO I de la Resolución 40.

El 9 de marzo de 2021 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución del ENRE N° 58/2021, mediante la cual se instruyó a EDENOR y EDESUR a emitir las liquidaciones de servicio público de energía eléctrica únicamente con los importes correspondientes a los consumos del período liquidado y, en forma separada, informar las deudas que se hayan originado o incrementado durante la vigencia de las medidas sanitarias de Aislamiento Social, Preventivo y Obligatorio (ASPO) y Distanciamiento Social, Preventivo y Obligatorio (DISPO), adoptadas en el marco de la pandemia de COVID-19, sin contemplar intereses.

Asimismo, hizo saber a EDENOR S.A. y a EDESUR S.A. que los saldos adeudados deberán ser informados en línea separada, discriminando el período adeudado de acuerdo al siguiente detalle: a) Consumos y saldo adeudado sin intereses, al 31 de diciembre de 2020, de conformidad con el Decreto Nº 311/2020 y su modificatorio, Decreto Nº 756 de fecha 20 de septiembre de 2020. Esta deuda deberá figurar en las liquidaciones de servicio público de energía eléctrica como “Saldo adeudado al 31/12/2020 Res. ENRE 58/2021”; b) Consumos y saldo adeudado expresado sin intereses, del 1 de enero al 28 de febrero del 2021, en concordancia con la prórroga del DISPO establecida por el Decreto Nº 125 de fecha 27 de febrero de 2021. Esta deuda deberá figurar en las liquidaciones de servicio público de energía eléctrica como “Saldo adeudado al 28/02/2021 Res. ENRE 58/2021”.

También instruyó a EDENOR S.A. y a EDESUR S.A. a emitir las liquidaciones de servicio público de energía eléctrica con los importes correspondientes a los consumos del período liquidado, informando en forma separada al detalle de la liquidación, el saldo adeudado sin expresar los intereses, a las personas usuarias alcanzadas por las Resoluciones del ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE) N° 27 de fecha 5 de mayo de 2020 y N° 35 de fecha 15 de mayo de 2020.

Los saldos adeudados conforme las instrucciones precedentes serán abonados a las concesionarias conforme a las pautas que establezca oportunamente ENRE, por lo que deberán abstenerse hasta ese momento de perseguir su cobro.

También estableció que EDENOR S.A. y EDESUR S.A. deberán abstenerse de suspender el suministro por los montos adeudados hasta el 28 de febrero del 2021.

Con fecha 31 de mayo de 2021, conforme a las previsiones contenidas en las Leyes Nros. 24.076 y 27.541 y en el Decreto N° 1020/20, el gobierno nacional emitió los Decretos N°353/2021 y 354/2021 por medio de los cuales ratificaron (1) las Resoluciones Conjuntas N°1 y 2 del Ministerio de Economía y del ENARGAS y (2) los acuerdos transitorios de renegociación del “Régimen Tarifario de Transición: Adecuación Transitoria de la Tarifa de Gas Natural” entre ENARGAS, el Ministerio de Economía y las distribuidoras de gas (Camuzzi Gas del Sur S.A., Gasnor S.A., Distribuidora de Gas Cuyana S.A., Distribuidora de Gas del Centro S.A., Litoral GAS S.A., Camuzzi Gas Pampeana S.A., Metrogas S.A., Naturgy Ban S.A., y Gas NEA S.A.).

Además, por medio del Decreto N°871/2021, se prorrogó a partir del 1° de enero de 2022, la intervención, incluyendo manda y designación, del ENRE y ENARGAS, dispuesta por medio de los Decretos N°277/20, 278/20 y 1020/20, hasta el 31 de diciembre de 2022.

Sin perjuicio de las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino, la Compañía no puede asegurar que las modificaciones previstas en el sector eléctrico sean implementadas tal como se esperaba, o si dichos cambios habrán de implementarse en el tiempo propuesto, o si se implementarán en absoluto. Es posible que el Gobierno Argentino adopte ciertas medidas que podrían afectar adversamente los negocios y los resultados de las operaciones de la Compañía o bien que el gobierno argentino adopte leyes de emergencia similares a la Ley de Emergencia Pública o resoluciones similares en el futuro que pueden tener un impacto directo en el marco regulatorio del sector eléctrico y un efecto adverso indirecto en la industria de generación de energía eléctrica y, por consiguiente, en la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Compañía.

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La Emisora opera en un sector fuertemente regulado que impone costos significativos a su actividad comercial y podría estar sujeta a penalidades y obligaciones que podrían tener un impacto adverso sustancial en los resultados de sus operaciones .

La Emisora está sujeta a una gran variedad de regulaciones y a instancias de supervisión federales, provinciales y municipales que se aplican en general a todas las sociedades que realizan actividades comerciales en Argentina, entre ellas, legislación y regulaciones en materia laboral, de seguridad social, salud pública, protección de los consumidores, cuidado del medio ambiente, de defensa de la competencia y controles de precios. Asimismo, en Argentina hay 23 provincias y una ciudad autónoma (la Ciudad de Buenos Aires), y cada uno de esos distritos está facultado, en virtud de la Constitución de la Nación Argentina, para dictar legislación relativa a impuestos, asuntos ambientales y al uso del espacio público. Dentro de cada provincia, los gobiernos municipales podrán tener facultades para regular dichas cuestiones. Si bien la generación eléctrica es considerada una actividad de interés general y está sujeta a legislación federal, dado que nuestras instalaciones se encuentran ubicadas en varias provincias, también quedamos sujetos a la legislación provincial y municipal. No es posible asegurar a los inversores que los acontecimientos futuros que tengan lugar en provincias y municipios en materia tributaria (incluidos los impuestos sobre las ventas, higiene y seguridad y servicios generales), ambiental, sobre el uso del espacio público u otras cuestiones no tendrán impacto en la actividad comercial. El cumplimiento de la legislación y las regulaciones actuales o futuras podrían exigir a la Emisora la realización de gastos sustanciales y el desvío de fondos de las inversiones planificadas de tal manera que podría afectar de manera adversa los resultados de las operaciones.

Asimismo, en caso de no cumplir con la legislación y las regulaciones vigentes, o con nuevas interpretaciones de las regulaciones vigentes o con cualquier nueva legislación y regulaciones, tales como aquellas relativas a instalaciones de almacenamiento de combustible y de otra índole, materiales volátiles, seguridad informática, emisiones o calidad del aire, transporte y disposición de residuos peligrosos y sólidos, así como otras cuestiones ambientales, la Emisora podría ser objeto de multas y penalidades y ello podría provocar un impacto adverso sustancial en los resultados de las operaciones.

La capacidad de la Emisora de operar parques eólicos y solares de manera rentable depende en gran medida de adecuados vientos, radiación solar y demás condiciones climáticas.

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 y radiación solar, 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 y solares ocurren como resultado de fluctuaciones diarias, mensuales y estacionales en las corrientes de los vientos y la radiación solar, en el largo plazo, como resultado de cambios y variaciones climáticas más generales. Dado que las turbinas de viento 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 los parques eólicos de la Emisora. Del mismo modo, las proyecciones de los recursos solares dependen de supuestos sobre los patrones climáticos, el sombreado y la irradiación, que son inherentemente inciertos y pueden no ser consistentes con las condiciones reales en el sitio.

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 varios años. La Emisora lleva a cabo estos estudios de vientos con su propio equipo, y de forma independiente por DNV GL, con respecto al factor de carga estimado resultante de nuestros estudios de factor de viento y el modelo de turbinas a ser usadas. Basa su presupuesto y decisiones de inversión núcleo en los hallazgos de estos estudios. La Emisora 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 o proyectos de 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 Emisora no reflejen los patrones de vientos históricos en los respectivos sitios o las proyecciones y que los patrones de vientos en cada sitio cambien con el paso del tiempo.

Si, en el futuro, el recurso eólico en las áreas donde se encuentran los parques eólicos de la Emisora o el recurso solar donde nuestros parques solares están ubicados, es inferior a lo esperado, la producción de electricidad en dichos parques eólicos y/o parques solares serían más bajos de lo esperado, quizás significativamente, y por lo tanto podrían afectar y adversamente los resultados de las operaciones.

Las plantas eléctricas y las nuevas generaciones de proyectos de la Emisora están sometidas a restricciones de las instalaciones de transmisión y distribución.

La Emisora depende de instalaciones de transmisión pertenecientes a terceros y operadas por terceros para la entrega de la electricidad que la Emisora vende, procedente de sus plantas generadoras. En caso de interrupciones en la transmisión, o cuando la infraestructura de capacidad de transmisión es insuficiente, la capacidad de la Emisora de vender y entregar la

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electricidad puede sufrir un impacto adverso. Además, nuestra estrategia de desarrollo de generación de nuevos proyectos depende de la disponibilidad de la infraestructura adecuada de transmisión eléctrica, en áreas donde estos proyectos están situados a los efectos de conectar el SADI con las centrales térmicas. Debido a la regulación restrictiva de los precios de transmisión, las empresas de transmisión eléctrica no tuvieron incentivos suficientes para invertir en la ampliación de la infraestructura de transmisión. En los últimos años, el aumento de la demanda eléctrica fue superior al incremento estructural de las capacidades de generación, transmisión y distribución, lo cual llevó a la escasez y a cortes de energía. No es posible predecir si las instalaciones de transmisión serán ampliadas en el país generalmente, o en mercados determinados donde nosotros operamos o deseamos operar, para permitir un acceso competitivo a dichos mercados. En caso de que la demanda de energía continúe aumentando en forma repentina en el futuro, los niveles actuales de transmisión y distribución de electricidad pueden no resultar suficientes para satisfacer la demanda y puede haber interrupciones del servicio. Un aumento sostenido en los cortes del sistema eléctrico podría generar escasez a futuro y podría impedirle a la Emisora entregar la electricidad que produce y vende, o podrá afecta nuestra habilidad para ejecutar nuestra estrategia de expandir nuestra capacidad eléctrica, lo cual a su vez podría afectar de manera adversa su actividad comercial y los resultados de sus operaciones.

La Emisora enfrenta competencia.

Los mercados de generación de electricidad donde opera la Emisora se caracterizan por tener numerosos participantes fuertes y capaces, muchos de los cuales tienen una experiencia operativa o de desarrollo muy vasta (tanto a nivel local como internacional) y cuentan con recursos financieros significativamente mayores que los de la Emisora. Véase “ Información sobre la Emisora —Competencia. ” La Emisora compite con otras empresas generadoras por la capacidad de MW que la SEN asigna a través de los procesos de subastas públicas. En marzo de 2016, la SEN llamó a licitación bajo la Resolución N°21/2016, para instalar nuevas unidades de generación térmica que entrarían en funcionamiento entre el verano de 2016/2017 y el verano de 2017/2018, ofreciendo a los generadores Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA a largo plazo con CAMMESA denominados en Dólares Estadounidenses. En mayo de 2017, la SEN convocó a presentar ofertas en virtud de la Resolución Nº 287/2017 para instalar nuevas unidades de cogeneración y ciclo térmico combinado para satisfacer la demanda en el MEM. En dicha convocatoria, el gobierno ha recibido ofertas para 6,6 GW de nueva capacidad de generación térmica, varias veces mayor a la capacidad originalmente prevista por el gobierno, y el gobierno ha adjudicado aproximadamente 4,8 GW de nueva capacidad térmica a ser instalada antes de mediados de 2018. Adicionalmente, en octubre de 2015, el Congreso Argentino modificó el Programa de Energías Renovables, destinado a aumentar a 8% en 2018 y a 20% en 2025 la demanda local total de energías renovables, y ordenó a ciertos consumidores y a CAMMESA cubrir parte de sus consumos con fuentes de energías renovables y otorgó beneficios impositivos y de otro tipo a nuevos proyectos de energía renovable. En julio y octubre de 2016 y agosto de 2017, el Ministerio de Energía instruyó a CAMMESA realizar una convocatoria a licitación bajo el Programa de Energía Renovable con el objeto de instalar unidades de generación adicionales de fuentes renovables. Bajo la ronda 1, ronda 1,5 y ronda 2 del Programa RenovAr, el gobierno ha recibido ofertas para 17,31 GW de nueva capacidad de generación de fuentes renovables, varias veces mayor a la prevista originalmente por el gobierno, y ha adjudicado aproximadamente 4,5 GW en la ronda 1, en la ronda 1,5 y en la ronda 2 de nueva capacidad de generación de energías renovables, principalmente a proyectos de energía eólica y solar.

Además, tanto la Emisora como sus competidores están conectados a la misma red eléctrica con capacidad de transporte limitada; dicha red, en determinadas circunstancias, puede alcanzar sus límites de capacidad. Así, nuevos generadores podrían conectar o los generadores existentes podrían aumentar su producción y despachar más electricidad a la misma red, lo cual impediría a la Emisora entregar su electricidad. Adicionalmente, no es posible asegurar que el estado argentino sea capaz de incentivar las inversiones necesarias para aumentar la capacidad del sistema, lo cual –en caso de haber un aumento de la producción de energía- permitiría a la Emisora y a los generadores actuales y a los nuevos despachar de manera eficiente su electricidad a la red. Como consecuencia, un aumento de la competencia podría afectar la capacidad de la Emisora de entregar su energía, lo cual afectaría de manera adversa su actividad comercial y los resultados de sus operaciones.

La capacidad de la Emisora de generar electricidad en sus centrales de generación térmica depende en parte de la disponibilidad de gas natural y, en menor medida, de combustible 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 Emisora 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 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 suministro de gas natural y oferta y las reservas en disminución. En particular, muchos yacimientos de petróleo y gas de la Argentina se

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encuentran en fase de madurez y no fueron objeto de inversiones significativas destinadas a actividades de desarrollo y exploración. Por ende, es probable que se agoten las reservas. Asimismo, tales inversiones no garantizan el éxito de las actividades petroleras y gasíferas.

Bajo los PPA para las centrales térmicas de la Emisora, CAMMESA no está obligada a proveerle el gas natural ni el gasoil, teniendo la opción de hacerlo o de reembolsar a la Emisora por el costo del gas natural y gasoil. Sin embargo, de acuerdo con la Resolución N°95/2003 y 529/2014 dictada por la SEN, CAMMESA está a cargo de administrar y abastecer todos los combustibles necesarios para alimentar las centrales térmicas de la Emisora. Si bien CAMMESA suministra a la Emisora el gasoil necesario para alimentar sus centrales térmicas de acuerdo con lo requerido por la Resolución N°529/2014, no es posible asegurar que CAMMESA seguirá haciéndolo o que la SEN mantendrá vigente la Resolución N°529/2014. Si la Emisora tuviera que comprar gas natural o gasoil a terceros, no es posible asegurar que podrá comprar gas natural a precios que sean totalmente reembolsables por CAMMESA, e, incluso si CAMMESA aceptara reembolsar dichas sumas, no se sabría con certeza cuándo procedería a hacerlo, y el costo de las ventas y los ingresos aumentarían significativamente, debido a que el precio de la energía eléctrica incluiría el efecto de los precios del gas natural o del combustible líquido para generadores como la Emisora. Asimismo, la entrega de gas natural depende de la infraestructura (incluidas instalaciones para barcazas, redes viales y gasoductos) disponible para atender a cada instalación generadora. Como consecuencia, las centrales térmicas de la Emisora están sujetas a los riesgos de interrupciones o reducciones en la infraestructura y en la cadena de entregas de combustibles. Tales interrupciones o reducciones pueden acarrear como resultado la falta de disponibilidad o mayores precios del gas natural o del gasoil.

Si CAMMESA dejara de abastecer a la Emisora de gas natural o gasoil y ésta se viera imposibilitada de comprar gas natural y gasoil a precios que les resulten favorables o plenamente reembolsables por CAMMESA, o si la provisión de gas natural o de gasoil sufriera una reducción, los costos de la Emisora 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.

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

Durante la crisis económica argentina de 2001 y 2002, la demanda de electricidad en la Argentina disminuyó como consecuencia de la caída del nivel general de actividad económica y del deterioro de la capacidad de muchos consumidores de pagar sus facturas de electricidad. En los años siguientes, la demanda de electricidad creció significativamente: se registró un aumento promedio interanual del 3,5% en total entre 2002 y 2017 (a pesar de una baja en 2009), según información provista por CAMMESA. Dicho aumento en la demanda de electricidad fue principalmente impulsado por el relativo bajo costo, en términos reales, de la electricidad para los consumidores a causa de los subsidios del gobierno.

El nuevo gobierno comenzó a implementar cambios en el actual esquema de subsidios al consumo eléctrico y el sistema de precios, tras haber dictado ciertas resoluciones en las que se incrementan sustancialmente los precios de la electricidad en el MEM. Los aumentos en el costo de la electricidad para los clientes, así como la reducción de los subsidios estatales, podrían tener un impacto adverso sustancial en la demanda de electricidad o provocar una baja en las cobranzas a los clientes. Una baja significativa la demanda de electricidad puede afectar negativamente los ingresos por ventas de la Emisora bajo sus PPA por la porción de dichos ingresos derivados de la energía despachada, y podría afectar nuestra habilidad para renovar nuestros PPA o ser adjudicados con nuevos PPA o en términos favorables Todo ello puede provocar menores ingresos de los que la Emisora actualmente tiene previstos y ello puede, a su vez, causar un efecto sustancialmente adverso en los resultados de las operaciones de la Emisora.

El cumplimiento de las regulaciones ambientales y de seguridad e higiene puede implicar gastos significativos que podrían afectar de manera adversa los resultados de las operaciones de la Emisora.

Las operaciones de la Emisora se encuentran reguladas por una gran variedad de requisitos ambientales y de seguridad e higiene establecidas en las regulaciones federales, provinciales y municipales. Estas leyes y regulaciones también exigen a la Emisora obtener y mantener vigentes permisos ambientales, licencias y aprobaciones para la construcción de nuevas instalaciones o la instalación y operación de nuevos equipos necesarios para la actividad comercial de la Emisora. Algunos de tales permisos, licencias y aprobaciones están sujetos a renovaciones periódicas. La falta de cumplimiento de los requisitos ambientales puede dar lugar a multas, reclamos por daño ambiental, obligaciones de reparación, la revocación de los permisos ambientales, licencias y aprobaciones, el cierre transitorio o permanente de instalaciones u otras sanciones. Si bien la Emisora considera que posee un nivel de cobertura de seguros adecuado, las leyes ambientales de Argentina podrían requerir un nivel de seguros que no está disponible en el mercado argentino.

La Emisora ha realizado y seguirá realizando importantes gastos para continuar cumpliendo con los requisitos ambientales, de higiene y seguridad. Estos requisitos, así como su aplicación e interpretación, cambian con frecuencia y se han tornado

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más estrictos a lo largo del tiempo. El cumplimiento de reglamentaciones ambientales, de higiene y seguridad nuevas o modificadas también podría obligar a la Emisora a realizar inversiones de capital considerables y su capacidad de ampliar su infraestructura y satisfacer la mayor demanda podría verse limitada por dichos requisitos futuros. Si bien algunos de los PPA de la Emisora comprenden disposiciones trasladables con respecto costos de capital, operativos o de cumplimiento derivados de ciertos cambios en la legislación y, en particular, en las leyes ambientales, los cambios futuros en las leyes ambientales y de seguridad e higiene o en la interpretación de dichas leyes, incluidos requisitos nuevos o más rigurosos con relación a emisiones atmosféricas, ruidos, residuos peligrosos y descargas de aguas residuales o impuestos verdes, podrían someter a la actividad de la Emisora a un riesgo de mayores costos de capital, operativos o de cumplimiento como consecuencia de dichos cambios y limitar la disponibilidad de fondos para otros fines así como su capacidad de ampliar su infraestructura y satisfacer la mayor demanda, lo cual podría afectar de manera adversa la actividad comercial de la Emisora y los resultados de sus operaciones.

Las dificultades operativas podrían limitar la capacidad de la Emisora de generar electricidad, lo cual podría afectar seriamente la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de la Emisora.

Las actividades de generación de energía están sujetas a riesgos operativos específicos del sector, algunos de ellos ajenos al control de la Emisora, entre ellos dificultades mecánicas y de ingeniería imprevistas, bajo rendimiento de las turbinas, interrupción del funcionamiento de las turbinas debido a desgaste y otras fallas de equipos, menores niveles de producción y/o un mayor consumo doméstico no pronosticado, defectos de diseño; escasez, indisponibilidad o altos costos de equipos, suministros, personal y servicios esenciales; accidentes, entre ellos riesgos ambientales tales como derrames de gasoil o filtraciones de gas; daños potenciales a la flora y fauna; el cumplimiento de leyes y reglamentaciones gubernamentales; cambios en el marco regulatorio y posible regulación o intervención del estado; así como litigios y otros conflictos. Asimismo, el costo estimado de ejecutar los planes de expansión de la Emisora podría no ser preciso y continuar dependiendo de una serie de factores, algunos de los cuales son ajenos al control de la Emisora.

El control y manejo de riesgos operativos depende normalmente de la disponibilidad de información adecuada y la capacitación del personal y de la existencia de procesos operativos y planes de mantenimiento preventivo que minimicen la posibilidad y el impacto de cualquiera de estos eventos.

La Emisora puede experimentar dificultades operativas, ya sea como resultado de errores humanos o como consecuencia de ciertos hechos externos, que pueden exigir la suspensión temporaria de actividades, repercutiendo sensiblemente en la disponibilidad de la Emisora. Bajo los PPA para las centrales térmicas de la Emisora, ésta percibe un cargo fijo por energía puesta a disposición que se reduce proporcionalmente en un porcentaje por el desvío respecto de la disponibilidad plena. La Emisora puede estar sujeta a importantes sanciones o a reducciones en sus ingresos si la disponibilidad cae por debajo de ciertos umbrales. Si bien todas las centrales térmicas de la Emisora tienen turbinas de reserva y la Emisora tiene un acuerdo con el fabricante de sus turbinas para garantizar el desempeño de sus parques eólicos y cuenta con un seguro de protección contra riesgos operativos, las dificultades operativas podrían tener un efecto adverso significativo sobre sus actividades, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial.

La demanda de electricidad es estacional, en gran medida a causa de las condiciones climáticas.

La demanda de electricidad es fluctuante según la estación y las condiciones climáticas pueden tener un impacto sustancial y adverso en la demanda eléctrica. Durante el verano (de diciembre a marzo), la demanda de energía eléctrica puede aumentar significativamente por la necesidad de acondicionar el aire, y durante el invierno (de junio a agosto), la demanda eléctrica puede fluctuar por la necesidad de iluminación y calefacción. Como resultado, los cambios de estación pueden afectar de manera sustancial y adversa la demanda de electricidad y, en consecuencia, pueden afectar los resultados de las operaciones.

La actividad de generación está sujeta a riesgos derivados de desastres provocados por causas naturales o por el hombre en forma accidental o intencional.

Las instalaciones generadoras de la Emisora, o la infraestructura de transmisión eléctrica o de transporte de terceros de la que depende, pueden sufrir daños por inundaciones, incendios y otros hechos catastróficos derivados de causas naturales o por el hombre, en forma accidental o intencional, tales como descargas de rayos, acumulación de hielo en las aspas, terremotos, tornados, vientos extremos, tempestades severas, incendios forestales y ataques terroristas. Los desastres podrían dañar, o sacar de operación turbinas u otros equipos o instalaciones asociados del proyecto o instalaciones de transporte. La Emisora podría experimentar serias disrupciones en sus negocios, importantes bajas en sus ingresos debido a la menor demanda derivada de hechos catastróficos o costos adicionales significativos que no estén cubiertos de otra forma por cláusulas de seguros de interrupción de la explotación comercial. Es posible que transcurra un lapso de tiempo importante entre el acaecimiento de un accidente mayor, una catástrofe o un ataque terrorista y el cobro de la indemnización final de las pólizas de seguro de la Emisora, las que habitualmente están sujetas a franquicias no recuperables y a límites máximos por incidente. Por otra parte, cualquiera de estos acontecimientos podría tener efectos

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en la demanda de energía eléctrica de algunos de los clientes de la Emisora y de los consumidores, en general, en el mercado afectado. Algunas de estas consideraciones podrían tener un efecto material adverso en los negocios, lo resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

Los cambios tecnológicos en la industria de energía podrían traer aparejados riesgos para el negocio de la Emisora .

La industria de energía está supeditado a cambios tecnológicos de gran alcance, tanto desde la perspectiva de la generación como de la demanda. Por ejemplo, en lo que respecta a la generación de electricidad, cabe destacar el desarrollo de dispositivos de almacenamiento de energía (baterías de almacenamiento en el rango de megavatios) o instalaciones para el almacenamiento temporal de energía por conversión a gas (conocida por el nombre de tecnología “ power-to-gas ”) y el aumento del abastecimiento de energía como resultado de nuevas aplicaciones tecnológicas, entre ellas, la técnica de fracking o la digitalización de las redes de generación y distribución.

El surgimiento de nuevas tecnologías que permitan incrementar la eficiencia energética y mejorar la aislación térmica para generación directa de electricidad a nivel del consumidor, o bien que permitan mejorar el proceso de realimentación (por ejemplo, al utilizar el almacenamiento de energía para generar energías renovables) podría dar lugar a cambios estructurales en el mercado en favor de aquellas fuentes de energía sin o con bajo nivel de CO2, o bien de la generación de energía descentralizada, por ejemplo, mediante centrales eléctricas de menor escala ubicadas dentro o en las cercanías de áreas residenciales o instalaciones industriales.

Si la Emisora no logra reaccionar ante los cambios generados por los avances de la tecnología y ante los consiguientes cambios en la estructura del mercado, su situación patrimonial y financiera o de otra índole, o bien sus resultados, operaciones y negocios, podrían verse negativamente afectados.

La Emisora puede quedar sujeta a expropiación o a riesgos similares.

La totalidad o prácticamente todos los activos de la Emisora se encuentran ubicados en la Argentina. El giro comercial de la Emisora consiste en la generación de energía eléctrica y, en tal sentido, su actividad comercial o activos pueden ser considerados por el estado como de utilidad pública, o esenciales para la prestación de un servicio público. Por ende, están sujetos a incertidumbre política, incluida la expropiación o la nacionalización de su actividad o de sus activos, o pueden quedar sujetos a renegociación o a la cancelación de los contratos vigentes u otros riesgos similares.

El cambio climático y las restricciones a las emisiones de gas invernadero pueden afectar los resultados de las operaciones generadas por centrales térmicas .

Varios países (incluyendo Argentina) han adoptado o están considerando la adopción de marcos regulatorios tendientes a reducir las emisiones de gas invernadero debido a la preocupación sobre el cambio climático. Estas medidas regulatorias en distintas jurisdicciones incluyen la adopción de regímenes de topes y comercio (“ cap and trade ”), impuestos al carbono, mayores estándares de eficiencia e incentivos o mandatos para energía renovable. La creciente preocupación sobre cambio climático y gases invernadero, tales como las plasmadas en el Acuerdo de París COP-21 de Naciones Unidas, puede dar lugar a la imposición de regulaciones ambientales adicionales. El cumplimiento de los cambios en las leyes, reglamentaciones y obligaciones relativas a cambio climático, inclusive como resultado de dichas negociaciones internacionales, podría aumentar los costos de la Emisora relacionados con la operación y el mantenimiento de sus centrales térmicas y requerir la instalación de nuevos controles de emisión por parte de la Emisora, adquirir previsiones o pagar impuestos relacionados con sus emisiones de gas invernadero, u obligarla a administrar y gestionar un programa de emisiones de gas invernadero, lo cual a su vez podría afectar negativamente los negocios y los resultados de las operaciones de la Emisora.

Las operaciones de la Emisora pueden tener impacto en las comunidades locales y enfrentar gran oposición de distintos grupos .

Las operaciones de la Emisora pueden tener impacto en las comunidades locales. Si no se manejan las relaciones con las comunidades locales, gobiernos y organizaciones no gubernamentales, tanto la reputación de la Emisora como su capacidad de poner en funcionamiento sus proyectos de desarrollo podrían verse perjudicados. Asimismo, los costos y el tiempo de gestión requerido para cumplir con las normas de responsabilidad social, relaciones con la comunidad y sustentabilidad podrían aumentar significativamente a lo largo del tiempo.

El desarrollo de centrales de energía nuevas y de las centrales existentes puede generar oposición de parte de distintos grupos de interés, tales como grupos ambientales, titulares de derechos superficiarios, productores, comunidades locales y partidos políticos, entre otros, y todo ello podía repercutir en la reputación y buen nombre de la sociedad desarrolladora. La operación de las actuales centrales térmicas de la Emisora también puede afectar el buen nombre de la Emisora frente a grupos de interés, debido a emisiones de partículas de materia, dióxido de sulfuro y óxidos de nitrógeno. No obstante las inversiones que hizo la Emisora para reducir dichas emisiones, podríamos afectar de forma adversa el medioambiente en

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el caso de que dichas inversiones no lleguen a cumplir con los resultados esperados. El daño en la relación de la Compañía con los grupos de interés podría impedirle continuar operando los activos que posee en la actualidad y resultar adjudicataria de nuevos proyectos o desarrollarlos, lo que a su vez podría afectar sus negocios y los resultados de sus operaciones.

RIESGOS RELACIONADOS CON LA EMISORA

La Emisora podría no ser capaz de cobrar, o de cobrar en forma oportuna, sus pagos de CAMMESA y otros clientes del sector eléctrico, lo que podría tener un efecto adverso significativo sobre su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones .

La Emisora efectúa casi todas sus ventas bajo sus PPA a dos clientes, CAMMESA y IEASA, que juntos representan el 90%, 93% y el 95% de sus ventas netas consolidadas para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019, respectivamente. Asimismo, las ventas de las centrales térmicas Cruz Alta, bajo el Esquema de Remuneración de Energía Base también son efectuadas a CAMMESA.

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 y 2002, una significativa cantidad de agentes del MEM incurrió en incumplimientos de sus obligaciones de pago a CAMMESA. Más recientemente, desde el 2012, en los periódicos locales se ha informado que las dos distribuidoras de mayor envergadura, Empresa Distribuidora Norte S.A o Edenor y Empresa Distribuidora Sur S.A. o Edesur, incurrieron en incumplimientos de significativos pagos a CAMMESA o sólo efectuaron pagos parciales, lo cual a su vez afectó la capacidad de CAMMESA de cumplir con sus propias obligaciones de pago a las generadoras, tales como la Emisora.

Además, en los últimos años, el fondo de estabilización administrado por CAMMESA y creado por la Resolución del SEN N°61/92 para cubrir la diferencia entre el precio spot y el precio estacional de la electricidad o el Fondo de Estabilización, exhibió un déficit en los últimos años principalmente debido a las medidas dictadas bajo la Ley de Emergencia y la Resolución N°240/2003. Si bien este déficit está cubierto por el gobierno argentino, no es posible asegurar que el gobierno argentino mantendrá el Fondo de Estabilización o que continuará cubriendo el déficit o que lo hará en tiempo y forma o en lo absoluto.

La imposibilidad por parte de CAMMESA de cobrar pagos de los agentes del MEM o de hacerlo en forma oportuna y el continuo déficit del Fondo de Estabilización han ocasionado importantes atrasos en las obligaciones de pago de CAMMESA hacia las generadoras, tales como la Emisora. La Sociedad no puede garantizar que en el futuro CAMMESA podrá realizar pagos a las generadoras en forma oportuna, ya sea en su totalidad o en lo absoluto. Véase “ Reseña y perspectiva operativa financiera—Principales factores que afectan los resultados de las operaciones de la Emisora—Facturación y cobranzas .”

Asimismo, las tarifas en virtud de los PPAs de la Emisora con CAMMESA están denominadas en Dólares Estadounidenses y son pagaderas en Pesos. Si bien en virtud de los PPAs le corresponde a CAMMESA cubrir los efectos de cualquier fluctuación cambiaria durante los primeros 41 días contados a partir de la fecha de facturación mediante pagos en función del tipo de cambio de referencia a dicha fecha, las fluctuaciones del tipo de cambio pueden tener un impacto negativo en los resultados de la Emisora en tanto se produzca una devaluación del peso durante el período comprendido entre el 42 días desde la fecha de facturación y la fecha de pago efectivo, efecto que podría incrementarse en caso de demoras en el pago. Los resultados de las operaciones de la Emisora se han visto afectados y continuarán siendo afectados por la fluctuación del tipo de cambio del peso frente al dólar estadounidense.

La Emisora ha presentado una demanda contra CAMMESA por un monto total de US$13,1 millones, en los que solicita una indemnización por la devaluación del peso durante los períodos transcurridos entre el día 42 posterior a la fecha de facturación y la fecha de pago real.

Con respecto a los PPA de la Emisora con IEASA, IEASA le ha cedido sus derechos de cobro contra CAMMESA bajo los respectivos Contratos MEM subyacentes, pero no le ha cedido sus obligaciones u otros derechos bajo los mismos. Por ende, los pagos de CAMMESA bajo dichos Contratos MEM dependen del cumplimiento de ciertas obligaciones por parte de IEASA, que son ajenas al control de la Emisora. No es posible asegurar que el incumplimiento de las obligaciones de CAMMESA o IEASA bajo los Contratos MEM no dará lugar a retrasos o incumplimientos en los pagos adeudados a la Emisora bajo los Contratos MEM subyacentes a los PPA de la Emisora.

La imposibilidad de CAMMESA de cobrar los pagos de los agentes del MEM o de hacerlo en forma oportuna, el déficit permanente del Fondo de Estabilización y el incumplimiento de las obligaciones de CAMMESA o IEASA bajo los Contratos MEM subyacentes a los PPA de la Emisora con IEASA podrían afectar negativamente la capacidad de CAMMESA de cumplir

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con sus propios pagos en su totalidad, en forma oportuna o en lo absoluto, lo cual podría tener un efecto adverso significativo sobre los resultados de las operaciones de la Emisora y su situación patrimonial.

En el corto plazo, debido a la crisis por la pandemia del COVID-19, la Emisora prevé que continuará experimentando demoras en ciertos pagos de CAMMESA.

Asimismo, durante la sesión de apertura del Congreso Nacional, el 1 de marzo de 2021 el Presidente Alberto Fernández declaró que pretende convertir todas las tarifas de los servicios públicos a Pesos Argentinos. Sin embargo, a la fecha del presente Prospecto, no se ha promulgado ninguna regulación ni está claro el alcance de las mismas en lo que respecta a los PPA de la Emisora con CAMMESA denominados en Dólares Estadounidenses. No podemos asegurar que nuestros PPAs se vean afectados por eventuales regulaciones emitidas en línea con las declaraciones del Presidente Alberto Fernández, lo que a su vez podría tener un efecto material adverso en nuestra condición financiera y los resultados de nuestras operaciones.

La Emisora podría verse imposibilitada de renovar sus PPAs o entrar en nuevos PPAs para la venta de la capacidad generada y electricidad en el futuro, o dichos PPAs podrían ser modificados o rescindidos unilateralmente .

La Emisora podría no ser capaz de renovar sus PPAs y ser adjudicada con nuevos PPAs, en términos favorables, incluyendo razones ajenas a la Emisora. Al 31 de diciembre de 2021, los PPAs de la Emisora para parques eólicos en operación tenían un plazo promedio ponderado estimado restante de aproximadamente 15 años, los PPAs para sus plantas de energía solar tenían un plazo promedio ponderado estimado restante de aproximadamente 17 años y los PPAs para centrales térmicas operativas tenían un plazo promedio ponderado estimado restante de aproximadamente 5 años. Véase “Información sobre la Emisora —Generación de Energía—Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA”. No se han firmado PPA con respecto a la central térmica Cruz Alta, pero se rige por el Esquema de Remuneración de Energía Base.

Adicionalmente, los términos y condiciones de los PPA de la Emisora pueden ser modificados o rescindidos unilateralmente o incluso pueden quedar expuestos a incumplimientos contractuales por razones ajenas a su control. Por ejemplo, los PPA para las centrales térmicas de la Emisora conectadas al SADI estipulan que las situaciones de fuerza mayor (según la definición de este instituto en el Código Civil y Comercial de Argentina) 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.

La falta de renovación, rescisión o modificación de cualquiera de los PPA de la Emisora en un modo sustancialmente adverso a sus intereses, tendría un efecto sustancial adverso sobre sus negocios y los resultados de sus operaciones.

Puede haber factores ajenos al control de la Emisora que impidan o demoren el inicio de operaciones de sus proyectos de ampliación.

La Emisora cuenta con expansiones en desarrollo. Véase “ Información sobre la Emisora—Generación de Energía—Proyectos de ampliación .” Asimismo, la Emisora ha participado y seguirá participando en licitaciones para fuentes de energías renovables y térmicas anunciadas por el gobierno argentino. Sin embargo, no es posible garantizar a los inversores que nuestras ofertas resultarán satisfactorias o que seremos capaces de celebrar nuevos PPAs en el futuro.

Las demoras en la construcción o en el inicio de las operaciones de nuestros proyectos de ampliación de la Emisora podrían acarrear un incremento de la necesidad de financiamiento de la Emisora y también provocar que sus retornos financieros sobre las nuevas inversiones sean menores a los previstos, lo cual podría afectar sustancialmente y de manera adversa su situación patrimonial. Entre los factores que pueden tener incidencia en la capacidad de la Emisora de construir o de comenzar a operar en sus plantas actuales o en las nuevas cabe mencionar los siguientes: (i) imposibilidad de los contratistas de concluir o poner en marcha las instalaciones o instalaciones auxiliares en la fecha convenida o dentro del presupuesto; (ii) demoras imprevistas para proporcionar o acordar la proyección de hitos en la construcción o el desarrollo de la infraestructura necesaria relacionada con nuestra actividad de generación; (iii) demoras o imposibilidad de los proveedores de turbinas u otro equipamiento para suministrar turbinas plenamente operativas en forma puntual; (iv) dificultades o demoras en la obtención del financiamiento necesario en condiciones que le resulten satisfactorias o no poder obtenerlo en absoluto; (v) demoras en la obtención de las aprobaciones regulatorias, incluyendo los permisos ambientales; (vi) decisiones judiciales contra las aprobaciones gubernamentales ya otorgadas, tales como permisos ambientales; (vii) escasez o aumentos de precios de los equipos, lo que se refleja en órdenes de cambio, materiales o mano de obra; (viii) oposición de sectores políticos, ambientales y étnicos locales y/o internacionales; (ix) huelgas; (x) cambios adversos en el entorno político y regulatorio en la Argentina; (xi) problemas geológicos, ambientales o de ingeniería imprevistos; (xii) desastres naturales y condiciones meteorológicas severas, (incluyendo de rayos, acumulación de hielo en las aspas, terremotos, tornados, vientos extremos, tempestades severas, e incendios forestales), accidentes u otros sucesos imprevistos. No es posible asegurar a los inversores que los excesos de costos no serían sustanciales. Asimismo, debido a

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la competencia existente entre los generadores en estos procesos licitatorios y a la limitada capacidad adjudicada en estos procesos, la Emisora no puede predecir si será la adjudicataria de nuevos proyectos.

Con respecto a los proyectos de expansión podemos estar sujetos a grandes multas si nuestros proyectos no alcanzarán la fecha de FOC contemplada en el PPA. Véase “ Información sobre la Emisora—Generación de Energía—Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA.”

La actividad comercial de la Emisora requerirá inversiones en activos fijos considerables para las necesidades de mantenimiento permanente y la ampliación de la capacidad de generación instalada actual de la Emisora y la Emisora pretende financiar parte de esos gastos mediante la oferta pública en los mercados de capitales .

Se necesitarán inversiones en activos fijos considerables para financiar el mantenimiento necesario para preservar el rendimiento operativo y de generación eléctrica de la Emisora y mejorar las capacidades de sus instalaciones generadoras de electricidad. Las plantas y equipos más antiguos, a pesar de su buen mantenimiento, pueden requerir importantes gastos de capital para lograr un funcionamiento continuo y eficiente, o adaptarlos a las nuevas normas ambientales. Las plantas más nuevas pueden también requerir gastos de capital adicionales para optimizar el rendimiento operativo. Asimismo, se necesitarán inversiones en activos fijos para financiar el costo de la ampliación actual y futura de la capacidad de generación de la Emisora. La Emisora tiene previsto financiar una porción significativa de esos gastos mediante la emisión de títulos de deuda u otros instrumentos en los mercados de capitales nacional e internacional. La capacidad de obtener financiamiento de la Emisora depende de numerosos factores, algunos de los cuales están ajenos a su control, por ejemplo, las condiciones económicas y del mercado a nivel mundial, las condiciones macroeconómicas generales en Argentina, las restricciones que imperan en el mercado, en general y, en particular, las limitaciones sobre la disponibilidad de financiación para las empresas argentinas y también por el contrato de fideicomiso que regula la emisión de las Obligaciones Negociables Serie XXXI a 8,750% con vencimiento en 2027 y dependerá en parte de sus negocios y resultados operativos y de la percepción del mercado de su habilidad para repagar nuestra deuda. Si la Emisora no puede financiar dichos gastos de capital en términos satisfactorios o en absoluto, el negocio, los resultados de las operaciones y la situación financiera podrían verse negativamente afectados.

Es posible que la Emisora no pueda hacer adquisiciones exitosas.

En 2017, la Emisora adquirió la central termoeléctrica Cruz Alta (a través de la adquisición de GETSA) y el Parque Eólico Trelew (a través de la adquisición del Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.) y en abril de 2018 adquirió las centrales Solares Fotovoltaicas de Ullum (a través de las sociedades Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3). La estrategia de crecimiento de la Emisora podría requerir que la Emisora evalúe oportunidades de adquisiciones estratégicas para ampliar sus operaciones y su presencia geográfica en el futuro, pero es posible que no pueda identificar oportunidades de adquisiciones adecuadas, o, de hacerlo, es posible que pague de más por estas adquisiciones o que no pueda negociar términos y condiciones que sean aceptables para la Emisora. También es posible que la Emisora tenga dificultades para obtener financiamiento para pagar las adquisiciones. Además, es posible que la Emisora no pueda obtener las aprobaciones regulatorias, incluidas las aprobaciones de defensa de la competencia, que son necesarias para completar las adquisiciones. Incluso si la Emisora pudiera consumar con éxito una adquisición, podría tener problemas para integrar sus adquisiciones de manera eficaz y rentable para sus operaciones. La integración de una adquisición implica una serie de factores que pueden afectar las operaciones de la Emisora, como por ejemplo el desvío de la atención de la gerencia, dificultades para retener personal y el ingreso a mercados desconocidos. Es posible que los negocios adquiridos no alcancen los niveles de productividad anticipados o que no tengan el rendimiento esperado. Asimismo, es posible que la Emisora esté sujeta a pasivos no divulgados relacionados con contingencias laborales, comerciales, civiles, impositivas, penales y ambientales incurridas por las empresas que adquiera como parte de su estrategia de crecimiento, que la Emisora no pueda identificar o que no cuenten con la indemnidad adecuada en virtud de sus acuerdos de adquisiciones con los vendedores de esas empresas, en cuyo caso su situación financiera y los resultados de sus operaciones podrían verse afectados en forma negativa y adversa. Incluso si tales pasivos fueran asumidos por los vendedores, la Emisora podría tener dificultades para hacer cumplir sus derechos contractuales o de otra naturaleza. La Emisora no puede garantizar que las futuras adquisiciones cumplirán con sus objetivos estratégicos.

La Emisora podría estar sujeta a importantes penalidades o pasivos y a menores ingresos ante el incumplimiento de sus PPA.

La Emisora podría ser objeto de importantes penalidades o registrar menores ingresos en caso de incumplimiento de sus PPA. De conformidad con sus PPA para sus centrales térmicas, se recibe un pago por disponibilidad fijo que se reduce en

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forma proporcional al porcentaje de desviación de la disponibilidad plena. Si la disponibilidad de la Emisora cae por debajo de ciertos umbrales, puede ser objeto de penalidades. Durante el año 2016 y 2017, la Emisora fue multada por US$0,1 y US$0,2 millones en cada periodo, respectivamente, como resultado de no haber cumplido con la disponibilidad mínima establecida por los umbrales de ciertas plantas. Por otra parte, bajo los PPA de nuestros proyectos de ampliación, la Emisora está obligada a cumplir con ciertas fechas de inicio de operación comercial para los proyectos. El no hacerlo, cuando no se hubiera producido un caso de fuerza mayor, podría derivar en la imposición de grandes penalidades o pasivos. Durante 2017, recibimos el reclamo de una multa de Ps.37 millones (aproximadamente US$2 millones) por parte de CAMMESA por la incapacidad de cumplir con la fecha de operación comercial programada, establecida por CAMMESA con respecto al proyecto de expansión Bragado II de la Emisora. El 20 de marzo de 2017, la Emisora objetó la multa y rechazó la factura correspondiente. CAMMESA comenzó, en noviembre de 2018, a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Genneia, el importe total de la multa, en 48 cuotas en Dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo. En diciembre de 2019, la Emisora inició una demanda judicial contra CAMMESA y la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación, con el objeto de que se deje sin efecto la penalidad impuesta por CAMMESA. Dichas penalidades podrían dar lugar a un efecto adverso sobre los negocios de la Emisora y los resultados de sus operaciones.

La Emisora depende de terceros y su tecnología para la operación de sus parques eólicos .

La Emisora depende de su proveedor de servicios, Vestas, para operar sus parques eólicos Rawson I, II y III, Villalonga I y II, Chubut Norte I, Madryn I y Madryn II y Necochea, y de Nordex para sus parques eólicos Pomona I & II. La Emisora prevé utilizar a Vestas, Nordex, o cualquier otro tercero líder mundial proveedor de servicios con un sólido historial para operar sus nuevos proyectos de parques eólicos en un futuro inmediato. En consecuencia, la disponibilidad y el funcionamiento los parques eólicos operativos, y los proyectos de nuevos parques eólicos, pueden depender de factores que exceden el control de la Emisora, incluyendo la calidad y continuidad del servicio provisto por el proveedor de servicios pertinente y el continuo rendimiento de la tecnología que proveen.

Si la Emisora experimentare interrupciones en el rendimiento de su tecnología o si no pudiera encontrar proveedores de servicios habilitados, el funcionamiento de los parques eólicos podría verse perjudicados. En consecuencia, el negocio de Genneia y los resultados de sus operaciones podrían verse afectados negativamente por su dependencia de proveedores de servicios.

La Emisora podría no poder ampliar exitosamente su capacidad de generación de biomasa.

La Emisora no puede garantizar que repetirá su éxito en la generación de energía eólica y térmica en proyectos de biomasa. La ampliación de la capacidad de generación de biomasa puede estar sujeta a desafíos adicionales con los que la Emisora no está familiarizada. Si la Emisora no supera estos desafíos, la capacidad de generación de y biomasa no podrá ampliarse exitosamente.

Una nueva tecnología de generación de energía más eficiente podría afectar negativamente los negocios y resultados de las operaciones de la Emisora .

La introducción de tecnología generadora más eficiente podría afectar de manera adversa a la competitividad de las centrales térmicas de la Emisora en el orden de despacho. En este sentido, la Emisora podría enfrentarse con un potencial desplazamiento en el orden de mérito para el despacho a medida que estén disponibles en el mercado tecnologías nuevas y más eficientes. Cualquier situación de desplazamiento en el orden de mérito podría afectar la competitividad de la Emisora y por ende incidir en su capacidad de renovar o celebrar nuevos PPA a largo plazo para sus centrales térmicas. En caso de no poder renovar o celebrar nuevos PPA de largo plazo, la Emisora podrá verse obligada a vender electricidad bajo otros marcos regulatorios a precios que pueden ser inferiores a los fijados en sus PPA. Si la Emisora no puede obtener PPA de lago plazo para sus centrales térmicas, la Emisora podría experimentar mayor volatilidad en sus utilidades y flujos de fondos lo que podría tener un efecto adverso significativo sobre sus negocios, resultados de operaciones o situación patrimonial.

La Emisora está sujeta a leyes y reglamentaciones anticorrupción, anti-soborno, anti-lavado de dinero y antimonopolio de Argentina, y la violación de dichas leyes o reglamentaciones podría tener un efecto negativo significativo sobre la reputación de la Emisora y los resultados de sus operaciones .

Los principales clientes de la Emisora son entidades controladas por el Gobierno Argentino o entidades en las que este último tiene participación. La Emisora se encuentra sujeta a las leyes que rigen contra la corrupción, el soborno, el lavado

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de dinero, la defensa de la competencia y demás leyes y reglamentaciones internacionales y debe cumplir con las leyes y reglamentaciones aplicables de Argentina. Por su parte, la Emisora se encuentra sujeta a reglamentaciones relativas a sanciones económicas que restringen su capacidad de llevar a cabo transacciones con países, individuos y entidades sancionados. La Emisora no puede asegurar a los posibles inversores que sus políticas y procedimientos internos serán suficientes para impedir o detectar todas las prácticas indebidas, actos de fraude o violaciones de la ley por parte de sus afiliadas, empleados, directores, funcionarios, socios, representantes y proveedores de servicios, ni que dichas personas no llevarán a cabo actos que puedan transgredir las políticas y procedimientos de la Emisora. Todo incumplimiento por parte de la Emisora de las leyes que rigen contra el soborno y la corrupción o de las reglamentaciones relacionadas con sanciones podría tener un efecto adverso significativo en su giro comercial, reputación y resultado de las operaciones.

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

El personal de operación y mantenimiento en de las centrales térmicas de la Emisora (que durante el período el 31 de diciembre de 2021 representaba 23,19% de su dotación) se encuentra afiliado al sindicato de Luz y Fuerza y el 2,66% se encuentra afiliado a otros sindicatos. El personal administrativo de la Emisora se encuentra afiliado al sindicato de Empleados de Comercio (el cual representó un 0,76% del total de los afiliados). Aproximadamente el 25,86% de los trabajadores de la Emisora se encuentra cubierto por beneficios otorgados por convenios colectivos de trabajo. Además, los empleados de ciertos proveedores de servicios a los parques eólicos de la Emisora, son miembros de sindicatos. Si bien históricamente la Emisora ha tenido buenas relaciones con sus sindicatos y no ha experimentado huelga alguna en la historia de la empresa (excepto un paro corto de empleados de un proveedor de servicios externo), no se puede garantizar que la Emisora no será objeto de huelgas, alteraciones o paros laborales en el futuro. Los conflictos con estos sindicatos, las acciones gremiales organizadas tales como las alteraciones o paros laborales o los requerimientos de subas salariales o mejoras de los beneficios como resultado de nuevos convenios colectivos de trabajo, reglamentaciones o políticas gubernamentales o por otras causas podrían ocasionar efectos materiales adversos sobre la actividad de la Emisora, los resultados de sus operaciones y su situación patrimonial.

Genneia puede enfrentar riesgos relacionados con ciertas acciones judiciales que podrían afectar seriamente su actividad y los resultados de sus operaciones en caso de un pronunciamiento desfavorable .

La actividad de la Emisora puede exponerla a conflictos laborales, civiles, comerciales, regulatorios, impositivos y administrativos, sumarios gubernamentales y acciones penales, entre otras acciones judiciales, que de resolverse en forma adversa para la Emisora, ya sea total o parcialmente, darían lugar a multas, indemnizaciones por daños y perjuicios, y sanciones o medidas precautorias complementarias que afecten su capacidad de continuar sus operaciones o ser adjudicados con acuerdos futuros, concesiones, permisos o licencias por el gobierno argentino, lo que a su vez afectaría sus negocios y los resultados de sus operaciones. Véase “ Información sobre la Emisora —Procedimientos Judiciales. ” Si bien en términos generales Genneia puede oponerse a tales fallos desfavorables y recurrir a la cobertura de seguros cuando corresponda, las acciones judiciales son intrínsecamente costosas e impredecibles con lo cual resulta difícil estimar con precisión su resultado. Si bien la Emisora considera que ha previsionado y prevé continuar previsionando dichos riesgos de forma adecuada en base a las opiniones y asesoramiento de sus abogados externos y en cumplimiento de las normas contables aplicables, estas contingencias están sujetas a cambios a medida que se desarrolla información nueva y debido a las incertidumbres inherentes al proceso de estimación, los montos que la Emisora previsiona pueden ser significativamente diferentes de los montos que luego deba pagar si las acciones son resueltas total o parcialmente en contra de la Emisora.

El desempeño de la Emisora depende en gran medida de la posibilidad de contratar y conservar a personal clave.

La actividad de la Emisora y su desempeño, así como la operación de sus negocios, dependen del aporte de su gerencia de primera línea y de su equipo de ingenieros y otros empleados clave altamente idóneos. La Emisora depende de su capacidad para atraer, capacitar, motivar y retener personal clave de gerencia y especializado con las aptitudes y la experiencia necesarias. No podemos asegurar que se tendrá éxito en la retención y la atracción de personal clave y el reemplazo de cualquier empleado clave que pueda abandonar la empresa puede ser dificultoso e insumir mucho tiempo. La pérdida de la experiencia y los servicios del personal clave o la incapacidad de contratar recursos humanos adecuados en su reemplazo o staff adicional podrían tener un efecto material adverso significativo sobre la actividad de la Emisora.

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Puede suceder que la Emisora no cuente con 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 y los resultados de sus operaciones en forma adversa.

La Emisora mantiene cobertura de seguros para mitigar los principales riesgos asociados a las industrias en las que lleva adelante sus actividades. En Argentina no están disponibles pólizas de seguros contra determinados riesgos, tales como los riesgos ambientales. No es posible asegurar que todos los riesgos a los que se encuentra expuesta la Emisora se encuentran cubiertos por los seguros vigentes. Tampoco es posible asegurar que sus pólizas de seguros brindan cobertura suficiente para cualquier riesgo o pérdida en particular. Si ocurriera un accidente u otro evento que no estuviera cubierto por las pólizas de seguros de la Emisora y las pérdidas superaran el monto asegurado la Compañía podría sufrir serias pérdidas o tener que desembolsar montos significativos de sus propios fondos, lo que tendría un efecto adverso significativo sobre su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

Las pólizas de seguros de la Emisora son objeto de revisión periódica por parte de sus brokers de seguros o estudios independientes. En el futuro, la Emisora podría no obtener seguros, ya sea bajo términos similares a los de sus pólizas actuales o en lo absoluto. Si los montos de sus primas suben, puede suceder que la Emisora 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 significativo sobre la actividad de la Emisora, su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones.

La Emisora puede experimentar dificultades en la obtención de seguros de caución por incumplimiento que la Emisora necesita en el giro normal de sus negocios o enfrentar desafíos en el cumplimiento de las obligaciones potenciales de reembolso derivados de dichos instrumentos.

La Emisora debe presentar seguros de caución para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones de acuerdo con sus PPA tanto hasta alcanzar la fecha de habilitación comercial o a lo largo de todo su plazo y puede experimentar dificultades para obtenerlos y mantenerlos. Además, la Emisora podría estar sujeta a la obligación de devolver los desembolsos realizados bajo dichos instrumentos en el caso de que deban realizarse desembolsos tales debido a su incapacidad para llevar a cabo satisfactoriamente sus obligaciones en relación con los acuerdos de los mismos que pueden expedirse. No mantener o no presentar seguros de caución por incumplimiento u otros avales, o cualquier incumplimiento que lleve a la obligación de realizar un desembolso bajo las fianzas de cumplimiento, podría tener un efecto adverso sustancial sobre la actividad de la Emisora y los resultados de sus operaciones. Al momento la emisora emitió todas las cauciones requeridas para la firma del PPA.

La actividad de generación implica el manejo de elementos peligrosos como ser los combustibles que tienen asociado un potencial riesgo para las instalaciones o lesiones para el personal de la Emisora .

Si bien la Emisora cumple con todas las normas y mejores prácticas relativas a la seguridad ambiental, un siniestro que involucre los combustibles con los cuales opera la Emisora podría tener consecuencias de impacto ambiental, daño en las instalaciones industriales y lesiones a su personal.

Los ataques cibernéticos podrían afectar el negocio, la situación financiera y los resultados de operaciones de la Emisora .

Los riesgos de seguridad informática han aumentado en general en los últimos años debido a la proliferación de nuevas tecnologías y la mayor sofisticación y actividades de los ataques cibernéticos. La Emisora tiene cada vez más equipos y sistemas conectados a Internet. Debido a la naturaleza crítica de su infraestructura y la mayor accesibilidad permitida a través de la conexión a Internet, la Emisora podría enfrentar un aumento del riesgo de sufrir ataques cibernéticos. Por ejemplo, el rendimiento de nuestras turbinas de vientos está monitoreado de manera remota vía internet. La Emisora no ha sido sujeto de ataques en el pasado. En el supuesto de producirse tal ataque, podría sufrir una interrupción de las operaciones, daños materiales y robo de información de clientes; experimentar significativas pérdidas de ingresos, costos de respuesta y otras pérdidas financieras; y asimismo quedar sujeta a mayores litigios judiciales y daños a su reputación. Los ataques cibernéticos podrían afectar negativamente los negocios, los resultados de las operaciones y la situación patrimonial de la Emisora.

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La Emisora depende de sistemas informáticos y de procesamiento para desarrollar su actividad comercial, y la falla de tales sistemas podría afectar de manera adversa a sus negocios y los resultados de sus operaciones.

Contar con sistemas informáticos y de procesamiento es vital para tener capacidad de monitoreo de las plantas de la Emisora, para el desempeño de su red y la prestación adecuada de sus servicios, la facturación a los clientes, el control de costos y el logro de eficiencias operativas. La Emisora evalúa, actualiza y moderniza sus sistemas en forma periódica, según resulta necesario, empleando sus técnicos internos y prestadores de servicios externos. Sin embargo, cualquier falla de los técnicos internos o de los prestadores de servicios externos que impida una integración y actualización exitosa de sus sistemas o la prestación adecuada de sus servicios, así como toda falla de funcionamiento de estos sistemas a futuro, podría tener un impacto sustancialmente adverso en la actividad comercial de la Emisora y los resultados de sus operaciones.

Una baja en las calificaciones de riesgo de los títulos emitidos por la Emisora podría tener efectos adversos sobre sus operaciones y su situación financiera

La agencia Fix Scr, filial de Fitch Ratings, califica a las obligaciones negociables emitidas por la Compañía en “A+” a escala nacional, con perspectiva “Estable”.

La agencia Moody’s Local califica a las obligaciones negociables emitidas por la Compañía en “A+” en moneda local y en “A” en moneda extranjera, ambas a escala nacional y con perspectiva “Positiva”.

En su último reporte publicado el 16 de Diciembre de 2021, Fix considera que las calificaciones de la Emisora podrían verse negativamente afectadas por un aumento del endeudamiento que resulte en un apalancamiento neto superior a 3.5x en forma sostenida, o cambios regulatorios que afecten la rentabilidad esperada de sus negocios. Para más información, véase “ Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera – Calificaciones de Riesgo ”.

La Emisora no puede garantizar que las calificaciones asignadas a sus títulos se mantengan estables, teniendo en consideración la situación actual del sistema financiero y el sector energético argentino. En consecuencia, la situación financiera y los resultados de las operaciones de la Emisora podrían verse adversamente afectados.

RIESGOS RELACIONADOS CON LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

Los acontecimientos en otros mercados emergentes pueden afectar negativamente el valor de mercado de las Obligaciones Negociables.

El precio de mercado de las Obligaciones Negociables puede verse afectado por los acontecimientos en los mercados financieros internacionales y en las condiciones económicas mundiales. Los mercados de títulos de Argentina son influenciados, en distintos grados, por las condiciones económicas y de mercado en otros países, especialmente los de América Latina y otros mercados emergentes. Aunque las condiciones económicas son diferentes en cada país, la reacción del inversor frente a los acontecimientos en un país puede afectar los títulos de los emisores en otros países, incluyendo Argentina. No es posible asegurar que el mercado de títulos de los emisores argentinos no se verá afectado negativamente por otros hechos ni que dichos acontecimientos no tendrán un impacto negativo sobre el valor de mercado de las Obligaciones Negociables. Por ejemplo, un aumento en las tasas de interés en un país desarrollado, como por ejemplo los Estados Unidos, o un hecho negativo en un mercado emergente, pueden inducir una salida de capitales significativa de Argentina y disminuir el precio de negociación de las Obligaciones Negociables.

La propagación de COVID-19 podría tener un efecto impredecible en los mercados de valores locales e internacionales

En la actualidad, las principales bolsas mundiales y el mercado de capitales local se han visto materialmente afectados por la pandemia de COVID-19, lo cual ha afectado la producción y las ventas de una gran variedad de industrias, interrumpiendo o prolongando materialmente los plazos de las cadenas de suministro locales e internacionales y ha causado una grave situación de desempleo en varias actividades proveedoras de bienes y servicios; previendo las máximas autoridades del FMI que la situación provocará la más grave recesión a nivel mundial luego de la crisis del año 1929. El impacto de la pandemia, en concomitancia con las medidas adoptadas por los gobiernos de los países afectados para mitigar su impacto económico, ha provocado oscilaciones irregulares en los mercados de valores locales e internacionales.

A la fecha del presente Prospecto, no podemos predecir el impacto que tendrá la pandemia global de COVID-19 o el alcance de las distintas regulaciones gubernamentales de emergencia nacionales e internacionales o las consecuencias de las

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mismas en los mercados de valores locales e internacionales. Para más información véase “Factores de Riesgo – El surgimiento y propagación de una enfermedad a nivel pandémico o una amenaza de salud pública similar, como la pandemia de SARS-CoV-2 (COVID-19) podría tener un efecto material adverso en la economía argentina y global, así como en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operaciones”.

Podría no existir un mercado de negociación establecido para las Obligaciones Negociables, y el valor de mercado de las Obligaciones Negociables podría ser incierto.

No es posible garantizar que se obtendrá la aprobación de cualquiera de estas solicitudes. Asimismo, no es posible garantizar que se desarrollará un mercado para las Obligaciones Negociables o que, de desarrollarse un mercado tal, éste se mantendrá. Si no se desarrollara o no se mantuviera vigente un mercado de negociación, los inversores podrían experimentar dificultades para revender las Obligaciones Negociables o podrían verse imposibilitados de venderlas a un precio atractivo o en lo absoluto. Asimismo, aun si se desarrollara un mercado, la liquidez del mercado de las Obligaciones Negociables dependerá de la cantidad de tenedores de las Obligaciones Negociables, el interés de los colocadores por crear un mercado para las Obligaciones Negociables y otros factores. Asimismo, el precio de mercado, la liquidez y los mercados de negociación de las Obligaciones Negociables podrían verse seriamente afectados por cambios en las tasas de interés y por la contracción y volatilidad en los mercados de títulos similares y en la economía en general, así como por cambios en la situación patrimonial o los resultados de las operaciones de la Emisora. No es posible asegurar que las Obligaciones Negociables no se negociarán con un descuento sobre su precio de negociación inicial, ya sea por razones relacionadas o no con la Emisora.

Los tenedores de las Obligaciones Negociables podrían tener dificultades para hacer valer la responsabilidad civil de la Emisora, sus directores, funcionarios, personas controlantes y ciertos profesionales.

La Emisora está constituida bajo las leyes de Argentina. Nuestros directores y funcionarios de la Emisora, así como también los profesionales mencionados en el presente Prospecto, tienen su domicilio en Argentina. Asimismo, la totalidad o una parte significativa de los activos de la Emisora, así como los activos de sus respectivos directores y funcionarios, están ubicados fuera de Estados Unidos. Por ende, podría ser dificultoso o imposible para los tenedores de Obligaciones Negociables cursar notificaciones judiciales dentro de Estados Unidos a dichas personas, bajo las leyes estadounidenses u otras leyes extranjeras en materia de títulos valores. En base a la opinión de los asesores jurídicos de la Emisora en Argentina, existe duda respecto de la exigibilidad contra la Emisora y contra dichas personas en Argentina, ya sea en acciones originales o acciones tendientes a hacer valer sentencias de tribunales estadounidenses u otros tribunales extranjeros, de responsabilidades fundadas únicamente en las leyes federales estadounidenses u otras leyes extranjeras en materia de títulos valores y respecto de la exigibilidad ante tribunales argentinos de sentencias de los tribunales estadounidenses u otros tribunales no argentinos obtenidas en acciones establecidas en virtud de las disposiciones en materia de responsabilidad civil de las leyes federales estadounidenses u otras leyes extranjeras en materia de títulos valores.

Además, los tribunales argentinos no ordenarán un embargo preventivo o ejecutivo con respecto a bienes ubicados en Argentina cuando, en base a lo determinado por dichos tribunales, dichos bienes estén afectados a la prestación de servicios públicos esenciales. Los activos relacionados con el negocio de generación de energía de la Emisora se consideran parte de una actividad de interés general, y su embargo no está restringido por imperio de la ley. Si un tribunal argentino efectuara tal determinación con respecto a cualquiera de los activos de la Emisora, salvo que el gobierno argentino expresamente renunciara a ello con el alcance permitido por la ley aplicable, tales activos no estarían sujetos a embargo, ejecución u otro proceso legal en la medida en que se mantenga dicha determinación, y como resultado la capacidad de los acreedores de la Emisora de hacer valer una sentencia contra tales activos podría verse afectada negativamente.

En caso de un proceso concursal o acuerdo preventivo extrajudicial, los obligacionistas podrían votar de forma diferente de los demás acreedores.

Si la Emisora fuera objeto de un proceso concursal, un acuerdo preventivo extrajudicial y/o un proceso similar, las actuales leyes argentinas aplicables a las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables de Argentina) estarán sujetas a las disposiciones de la Ley N°24.522 de Argentina (la “ Ley de Concursos y Quiebras ”), con sus modificatorias, y demás reglamentaciones aplicables a procesos de reestructuración comercial, y, en consecuencia, ciertos términos y condiciones de las Obligaciones Negociables podrían no ser de aplicación. Los procesos de quiebras de Argentina en virtud de la Ley de Concursos y Quiebras difieren de los aplicados en Estados Unidos.

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La Ley de Concursos y Quiebras establece para los obligacionistas un procedimiento de votación diferente al aplicable a otros acreedores quirografarios a efectos del cálculo de las mayorías requeridas en la Ley de Concursos y Quiebras (que requiere la mayoría absoluta de los acreedores que representen dos tercios del monto de capital no garantizado). En base a este sistema, la capacidad de negociación de los obligacionistas puede verse reducida significativamente en comparación a la de los otros acreedores de la Emisora.

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. Debido a estos procesos concursales, el poder de negociación de los obligacionistas podría verse reducido respecto del de otros acreedores financieros y comerciales de la Emisora.

Si la Emisora entrase en estado de insolvencia, proceso judicial de reorganización o liquidación o si entra en un acuerdo de reorganización extrajudicial y/o cualquier otro procedimiento similar, ciertos términos y condiciones de las obligaciones negociables pueden no ser aplicables bajo ley Argentina.

En caso de un proceso de reorganización judicial, acuerdo preventivo extrajudicial o un procedimiento similar relacionado con la Emisora, las reglamentaciones argentinas actuales aplicables a las Obligaciones Negociables (incluyendo, sin limitación, las disposiciones de la Ley de Obligaciones Negociables Argentina) estarán sujetos a las disposiciones de la ley de concursos y quiebras de Argentina, tal y como fuera enmendada, y a todas las demás leyes y reglamentaciones aplicables a los procedimientos de reorganizaciones comerciales y, en consecuencia, ciertos términos y condiciones de las Obligaciones Negociables podrán no ser de aplicación (por ejemplo, la aprobación unánime de los tenedores para modificar ciertas disposiciones de las Obligaciones Negociables). La ley de Obligaciones Negociables de Argentina difiere de aquella aplicada en los Estados Unidos.

En especial, la Ley de Concursos y Quiebras establece que, en caso de títulos emitidos en serie, como es el caso de las Obligaciones Negociables, sus tenedores participarán en la votación efectuada a fin de obtener el consentimiento necesario para aprobar un acuerdo con los acreedores y/o la restructuración de las deudas de la Emisora sujeto a un procedimiento para el cálculo de mayorías diferente al requerido con respecto a otros acreedores quirografarios. Bajo dicho procedimiento: (i) los tenedores se reunirán en asamblea convocada por el fiduciario o por el juez competente, en su caso; (ii) en ella, tenedores presentes expresarán a través de su voto su conformidad o rechazo de la propuesta de acuerdo preventivo que les corresponda y manifestarán a qué alternativa adhieren para el caso que la propuesta fuere aprobada; (iii) el plan se considerará aprobado o rechazado en base al monto de capital total que vote a favor y el monto de capital total que vote en contra de la propuesta, más el acuerdo de los demás acreedores; (iv) la conformidad será exteriorizada por el fiduciario o por quien haya designado la asamblea, sirviendo el acta de la asamblea como instrumento suficiente; (v) podrá prescindirse de la asamblea cuando el fideicomiso o las normas aplicables a él prevean otro método de obtención de aceptaciones de los titulares de créditos que el juez estime suficiente; (vi) en los casos en que sea el fiduciario quien haya resultado verificado o declarado admisible como titular de los créditos, de conformidad a lo previsto en el artículo 32 de la Ley de Concursos y Quiebras, éste 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; (vii) en el caso de legitimados o representantes colectivos verificados o declarados admisibles en los términos del artículo 32 de la Ley de Concursos y Quiebras, en el régimen de voto se aplicará el inciso (vi); (viii) en todos los casos, el juez podrá disponer las medidas pertinentes para asegurar la participación de los acreedores y la regularidad del proceso de votación; y (ix) al calcular los votos en relación con la propuesta en la asamblea de tenedores, todos los votos positivos se considerarán a favor de la propuesta, y todos los votos negativos se considerarán en contra de la propuesta.

Asimismo, los obligacionistas que no se encuentren presentes en la asamblea o que se abstengan de votar no serán considerados al calcular la mayoría requerida. Como consecuencia del mecanismo por el cual se calcula la mayoría, en caso de restructuración de la deuda de la Emisora, la capacidad de negociación de los obligacionistas podrá verse reducido en comparación al de otros acreedores.

Las sentencias de tribunales argentinos para hacer valer obligaciones denominadas en moneda extranjera podrían ordenar el pago en pesos argentinos.

Si se interpusiera una acción ante los tribunales de Argentina con el fin de hacer valer las obligaciones de la Emisora bajo las Obligaciones Negociables, dichas obligaciones podrían ser pagaderas en pesos argentinos en un monto igual al monto de pesos argentinos requerido para liquidar la obligación denominada en moneda extranjera bajo los términos acordados y sujeto a la ley aplicable o, alternativamente, en base al tipo de cambio del peso argentino frente al dólar estadounidense

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vigente al momento del pago. No es posible garantizar que dichos tipos de cambio brindarán a los inversores una compensación total del monto invertido en las Obligaciones Negociables más los intereses devengados.

A la fecha del presente Prospecto, la Compañía no se encuentra en mora en los pagos de amortización de capital y/o intereses de valores negociables con oferta pública.

Los futuros controles y restricciones cambiarias a las transferencias al exterior podrían afectar la capacidad de los inversores de recibir pagos respecto de las Obligaciones Negociables o de repatriar la inversión en las Obligaciones Negociables.

El 1° de septiembre de 2019, ante diversos factores que impactaron en la evolución de la economía doméstica y la incertidumbre provocada en los mercados financieros, y en respuesta a la inquietud del gobierno nacional acerca de la inestabilidad cambiaria general y la incertidumbre generada en el marco del proceso eleccionario en curso, el gobierno nacional dictó el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 609/2019 junto con la Comunicación “A” 6770 del BCRA (modificada y complementada por varias comunicaciones posteriores incluyendo el texto ordenado dispuesto por la Comunicación “A” 6844 del BCRA) mediante las cuales se estableció, inicialmente, hasta el 31 de diciembre de 2019, entre otras medidas, la prohibición de acceder al MLC para el pago de deuda y otras obligaciones en moneda extranjera entre residentes, y para operaciones concertadas a partir del 1º de septiembre de 2019. Mediante el Decreto N° 91/2019 y las Comunicaciones “A” 6854 y 6856 del BCRA, se dispuso la continuación de los controles cambiarios por tiempo indeterminado. Para más información sobre los controles de cambio vigentes a la fecha del presente, por favor véase la sección “Información Adicional―c) Controles de Cambio ” del presente Prospecto.

A la fecha de este Prospecto, no es posible predecir si Argentina impondrá mayores controles cambiarios y restricciones a las transferencias, entre otras cosas, en respuesta a fugas de capitales o a una depreciación significativa del Peso. En ese caso, la capacidad de la Emisora de realizar pagos al exterior podría verse afectada, y por ende la capacidad de los inversores de recibir pagos respecto de las Obligaciones Negociables podría verse afectada.

La información disponible al público sobre sociedades que cotizan en bolsa en Argentina es generalmente menos detallada y no se actualiza con tanta frecuencia como la información publicada regularmente por o sobre sociedades que cotizan en bolsa en Estados Unidos.

La información disponible al público sobre emisoras de títulos listados en el BYMA, como es el caso de la Emisora, brinda menos detalles en ciertos aspectos que la información publicada regularmente por o sobre sociedades que cotizan en bolsa en Estados Unidos y ciertos otros países. Asimismo, las reglamentaciones que rigen el mercado de valores de Argentina no son tan exhaustivas como las vigentes en Estados Unidos u otros de los principales mercados del mundo. Por ende, podría haber menos información disponible al público sobre sociedades argentinas que la publicada regularmente por o sobre sociedades en Estados Unidos y ciertos otros países.

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V. POLÍTICAS DE LA EMISORA

a) Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales.

Política de Inversiones

i. Energía Renovable

Durante el período 2018-2021, la Compañía desarrolló un amplio plan de inversión en energías renovables. La mayoría de estos proyectos cuentan con contratos a 20 años denominados en Dólares firmados con CAMMESA bajo el programa RenovAr y Resolución 202, los cuales cuentan con un amplio conjunto de garantías. Asimismo, la Compañía invirtió en proyectos renovables cuya producción será comercializada a grandes usuarios industriales en el Mercado a Término Renovable (MATER).

La inversión bruta en energías renovables fue de US$379,0 millones en el año 2019, US$ 140,8 millones en el año 2020 y US$29,8 millones en el año 2021. Este plan de inversión permitió incrementar la capacidad instalada de energía renovable, desde 2019 a la fecha de los presente Prospecto, en 472 MW.

En los últimos tres años se destacan las siguientes inversiones realizadas por la Compañía:

Parque	Tipo de energía Inicio de Operaciones Capacidad instalada MW Programa o licitación Cliente Duración contrato
Madryn I .................... Madryn II ................... Villalonga I ................ Villalonga II ............... Pomona I ................... Pomona II .................. Chubut Norte I .......... Chubut Norte II ......... Chubut Norte III(1)… Chubut Norte IV(1)… Necochea(2).............. Ullum I ....................... Ullum II ...................... Ullum III .....................	. Eólica Nov-2018 71,10 Resolución 202 CAMMESA 20 años . Eólica Sep-2019 151,20 Resolución 202 CAMMESA 20 años . Eólica Dic-2018 51,75 RenovAr CAMMESA 20 años . Eólica Feb-2019 3,45 MATER Industriales - . Eólica Jul-2019 101,40 RenovAr CAMMESA 20 años . Eólica Ago-2019 11,70 MATER Industriales - . Eólica Dic-2018 28,80 RenovAr CAMMESA 20 años . Eólica Mar-2021 26,28 MATER Industriales . Eólica Feb-2021 57,66 RenovAr CAMMESA 20 años Eólica Feb-2021 83,22 RenovAr CAMMESA 20 años . Eólica Feb-2020 37,95 RenovAr CAMMESA 20 años . Solar Dic-2018 25,00 RenovAr CAMMESA 20 años . Solar Dic-2018 25,00 RenovAr CAMMESA 20 años . Solar Dic-2018 32,00 RenovAr CAMMESA 20 años

Parque

Tipo de
energía
Inicio de
Operaciones
Capacidad
instalada
MW
Programa o
licitación
Cliente
Duración
contrato

Madryn I ....................
Madryn II ...................
Villalonga I ................
Villalonga II ...............
Pomona I ...................
Pomona II ..................
Chubut Norte I ..........
Chubut Norte II .........
Chubut Norte III(1)…
Chubut Norte IV(1)…
Necochea(2)..............
Ullum I .......................
Ullum II ......................
Ullum III .....................

.
Eólica
Nov-2018
71,10
Resolución 202
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Sep-2019
151,20 Resolución 202
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Dic-2018
51,75
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Feb-2019
3,45
MATER
Industriales
-
.
Eólica
Jul-2019
101,40
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Ago-2019
11,70
MATER
Industriales
-
.
Eólica
Dic-2018
28,80
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Mar-2021
26,28
MATER
Industriales
.
Eólica
Feb-2021
57,66
RenovAr
CAMMESA 20 años
Eólica
Feb-2021
83,22
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Eólica
Feb-2020
37,95
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Solar
Dic-2018
25,00
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Solar
Dic-2018
25,00
RenovAr
CAMMESA 20 años
.
Solar
Dic-2018
32,00
RenovAr
CAMMESA 20 años

Notas:

(1) 51% es la participación accionaria de Genneia

(2) 50% es la participación accionaria de Genneia

Para mayor detalle acerca de cada uno de los activos de energía renovable construidos en los últimos tres años o acerca de los proyectos en construcción, por favor dirigirse a la sección “ Generación de Energía - Proyectos de Generación de Energía con Fuentes Renovables ” del presente Prospecto.

ii. Energía Convencional

En los últimos tres años se destaca la siguiente desinversión realizada por la Compañía:

• Venta Central Térmica de Pinamar

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

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• Rescisión de los PPA de las centrales de Gobernador Costa y Río Mayo

Respecto de las centrales de Gobernador Costa y Río Mayo ubicadas en la Provincia del Chubut (con una capacidad instalada combinada de 7 MW), cuyo inicio de la operación comercial fue en septiembre del 2009 y en junio del 2008, parcialmente a partir del año 2011 y totalmente a partir de agosto 2013, la Provincia discontinuó los pagos de las facturas emitidas por la energía suministrada y la potencia puesta a disposición de las Centrales de Rio Mayo y Gobernador Costa. En agosto de 2017, la Emisora notificó a la Provincia del Chubut la recisión de los PPAs. Para mayor información, dirigirse a la sección “ Información Adicional - Reclamo a la Provincia del Chubut en relación a los PPAs de la Emisora ” del presente Prospecto.

• Centrales térmicas recientemente desconectadas del SADI

Durante el año 2020, la Compañía ha desconectado del SADI a las siguientes centrales térmicas, luego de que hayan alcanzado el plazo contractual de sus Contratos MEM celebrados bajo la Res. SE N° 220/2007:

La central térmica de Matheu dejó de operar a partir del 30 de abril de 2020, conforme lo determinado mediante Resolución B-144924-1 del Ministerio de Finanzas.
Las centrales térmicas Concepción del Uruguay, Olavarría y Las Armas I dejaron de operar a partir del 01 de noviembre de 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-123-APN-SE#MDP, RESOL202041-APN-SE#MDP and RESOL-2020-208-APNSE#MD respectivamente.
La central térmica Paraná, dejó de operar a partir del 9 de Diciembre 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-285-APN-SE#MEC.
La central térmica Las Armas II, dejo de operar a partir del 1 de mayo de 2021, conforme lo determinado mediante Resolución RESOL-2021-376-APN-SE#MEC.
La central térmica Bragado I dejo de operar el 1 de noviembre de 2021, conforme lo determinado mediante Resolución RESOL-2021-1120-APN-SE#MEC.

En febrero de 2022, la Compañía vendió a Mitsubishi Power Aero LLC la turbina “TG0907” ubicada en la Central Térmica Las Armas, y las Turbinas “TG1006” y “TG1007” ubicadas en la Central Térmica Bragado.

A la fecha de emisión de presente Prospecto, la gerencia y el directorio se encuentran evaluando distintas alternativas de destino de los activos relacionados con las centrales térmicas arriba mencionadas, entre ellas la venta de los equipos. Con fecha 2 de marzo de 2022 la compañía recibió un anticipo bajo los términos del acuerdo de venta por US$ 3,7 millones. A la fecha del presente prospecto se encuentran en desarrollo las tareas de desmontaje de los equipos para su posterior exportación.

Políticas de Financiamiento

Esta estrategia también incluye préstamos garantizados en subsidiarias sin recurso hacia Genneia S.A., modalidad conocida como “Project Finance”, con plazo de hasta 16 años a través de bancos de desarrollos, agencias de exportación y organismos multilaterales.

En general, tanto la emisión de obligaciones negociales como los préstamos están denominados o atados al precio del Dólar para lograr calzar su servicio con los flujos de los contratos de abastecimiento de energía, que están atados al precio del Dólar.

Para mayor información acerca de los instrumentos de financiamiento, por favor ver sección “ Financiamiento ”.

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Políticas Ambientales

La Compañía se compromete a hacer negocios con honestidad, integridad y transparencia y persiguiendo los más altos estándares de medio ambiente, social y de gobierno. Un objetivo esencial de la empresa es cuidar el bienestar de sus partes interesadas y la protección del medio ambiente para las generaciones futuras, ofreciendo servicios de calidad, transparentes, eficientes y eficaces a través de la mejora continua de sus procesos y actividades.

Para alcanzar estos objetivos, la Compañía cuenta con un Sistema Integrado de Gestión (SIG) que se basa en la educación, la formación, la sensibilización y el desarrollo de un enfoque proactivo en todos los niveles de la organización. El SIG se basa en una filosofía de trabajo que implica la preservación y protección de la vida, la salud y la aptitud psicofísica de los empleados, clientes y terceros relacionados con sus actividades.

Desde sus inicios la Compañía ha optado por converger rápidamente para estar en consonancia con las normas ambientales y sociales y ha llevado a cabo sus principales esfuerzos de crecimiento en el marco de estos compromisos. Dese el año 2013, este compromiso se reflejó en los esfuerzos de toda la empresa para haber logrado y mantenido certificaciones específicas, otorgadas por TUV Rheinland para:

Gestión Ambiental ISO 14.001:2015 y;
Seguridad y Salud Ocupacional ISO 45.001:2018.

Además, el Sistema Integrado de Gestión (SIG), a través del compromiso asumido en la Política del SIG, impulsa sus operaciones de acuerdo con otras normas voluntarias adoptadas progresivamente desde 2016:

Ambiental y Social: Normas de Desempeño de la Corporación Financiera Internacional (IFC:2012).
Gestión de la calidad: ISO 9001:2015,
Gestión de la Seguridad de la Información: ISO 27.001:2013.
Gestión de Riesgos Empresariales: Marco COSO 2017.
Alineamiento con la Ley de Prácticas Corruptas en el Extranjero de los Estados Unidos, el Código Penal Argentino y la Ley de Responsabilidad Penal Corporativa Argentina No 27.401:2018.

Estas mejoras proactivas han permitido a la Compañía alcanzar la elegibilidad de todos los proyectos de crecimiento relevantes para financiarse bajo estrictas normas ambientales y sociales. Más específicamente, la Compañía ha construido una fuerte relación con un grupo de bancos de desarrollo europeos y regionales que apoyaron nuestro exitoso plan de expansión renovable.

b) Políticas de Dividendos y Agentes Pagadores.

Política de dividendos

De acuerdo con la Ley General 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 General 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 Financieros Anuales de la Emisora 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 General de Sociedades y el Estatuto requieren que la Emisora 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 General 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;

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(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 Emisora en la asamblea anual ordinaria de accionistas.

El directorio presenta los estados financieros 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 financieros y determinar la asignación de la utilidad neta de la Emisora para dicho ejercicio.

Las Normas de la CNV establecen que los dividendos en efectivo se deben pagar a los accionistas dentro de los 30 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 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 XXXI imponen ciertas restricciones a la capacidad de la Emisora para realizar distribuciones de ganancias y dividendos. En tal sentido, la Emisora 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 los Suplementos de Prospecto de las Obligaciones Negociables Clase XXXI.

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VI. INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN y COMITÉ DE AUDITORÍA.

a) Directores y Gerencia:

El Directorio de la Emisora se encuentra integrado actualmente por ocho directores titulares y ocho directores suplentes. Los directores son designados por los accionistas por un plazo de un año, pero mantendrán sus cargos hasta que se designen nuevos directores en la siguiente asamblea de accionistas. Los miembros del Directorio de la Emisora fueron designados por la asamblea de accionistas celebrada el 28 de abril de 2022, y sus respectivos mandatos vencen el 31 de diciembre de 2022. Sin embargo, los miembros del Directorio continuarán en su cargo hasta que se designen nuevos miembros. Los directores titulares y suplentes son designados de forma separada por cada clase de acciones. Los accionistas Clase A y Clase B eligen por separado cuatro directores titulares y cuatro suplentes. Dos de los directores titulares y un director suplente son considerados “independientes” en virtud de las Normas de la CNV. El resto de los directores titulares y suplentes actuales de la Emisora se consideran “no independientes” en virtud de las Normas de la CNV. A la fecha del presente Prospecto, las autoridades actuales de la Emisora se encuentran en trámite de inscripción ante la Dirección de Personas Jurídicas de la Provincia de Buenos Aires.

El Directorio de la Emisora debe reunirse al menos una vez cada tres meses y cuando el presidente del Directorio lo considere pertinente, o mediante solicitud de cualquier director en ejercicio o de la comisión fiscalizadora de la Emisora. El quórum para celebrar una reunión del Directorio requiere la presencia de al menos cinco directores (de los cuales dos deben ser directores Clase A y dos deben ser directores Clase B), y las resoluciones del Directorio deberán ser adoptadas por una mayoría absoluta de directores presentes, las cuales deberán contar con el voto afirmativo de al menos dos directores Clase A y dos directores Clase B para adoptar decisiones válidamente.

De conformidad con el artículo 59 de la Ley General de Sociedades, los directores tienen la obligación de obrar con la lealtad y con la diligencia de un buen hombre de negocios. Los directores responden ilimitada y solidariamente hacia la sociedad, los accionistas y terceros por el mal desempeño de su cargo, la violación de la ley, el estatuto o el reglamento de la sociedad, si lo hubiere, y por cualquier otro daño a terceros causado por dolo, abuso de facultades o culpa grave, conforme lo establece el artículo 274 de la Ley General de Sociedades.

Un director no será responsable por las decisiones adoptadas en una reunión del Directorio en tanto el mismo declare su oposición por escrito e informe a la Comisión Fiscalizadora antes de que se entable un reclamo. La gestión de un director aprobada por los accionistas de la Sociedad libera al director de cualquier responsabilidad por tal gestión, a menos que los accionistas que representen al menos el 5% del capital social objeten dicha aprobación, o que la decisión de aprobar la gestión hubiera sido adoptada en violación de las leyes aplicables o del estatuto de la Sociedad. La Emisora tiene derecho a entablar acciones judiciales contra un director si una mayoría de los accionistas de la Sociedad, reunidos en asamblea, solicita tal medida.

De conformidad con la Ley General de Sociedades, el Directorio de la Emisora está a cargo de la administración de la Emisora y, por lo tanto, adopta todas las decisiones administrativas, así como también aquellas decisiones expresamente previstas en la Ley General de Sociedades, el estatuto de la Emisora y demás reglamentaciones aplicables. Asimismo, el Directorio de la Emisora es generalmente responsable de la ejecución de las resoluciones adoptadas en las asambleas de accionistas y del cumplimiento de cualquier tarea en particular que los accionistas le hubieran delegado expresamente. De conformidad con la Ley General de Sociedades, los deberes y las responsabilidades de un director suplente, cuando actúe en reemplazo de un director titular, ya sea en forma transitoria o permanente, son los mismos que los que se analizaron precedentemente para el caso de directores titulares, y no tendrán otros deberes o responsabilidades en su calidad de directores suplentes.

A continuación, se detallan los directores titulares y suplentes de la Emisora a la fecha del presente Prospecto:

Nombre	Cargo	Clase de Accionistas proponente(1)	Edad	Director desde
César Pablo Rossi	Presidente	Clase B	55	2011
Darío Ezequiel Lizzano	Vicepresidente	Clase A	53	2015
Carlos Alberto Palazón	Director Titular	Clase A	51	2015
Jorge De Pablo Cajal	Director Titular	Clase A	43	2007
Osvaldo Héctor Baños	Director Titular Independiente(2)	Clase A	66	2016

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Nombre	Cargo	Clase de Accionistas proponente(1)	Edad	Director desde
Juan Facundo Genís	Director Titular	Clase B	52	2020
Jorge Pablo Brito	Director Titular	Clase B	53	2011
Carlos Alberto de la Vega	Director Titular Independiente(2)	Clase B	62	2015
Francisco Sersale di Cerisano	Director Suplente	Clase A	41	2022
Pedro Eugenio Aramburu	Director Suplente	Clase A	48	2015
Santiago Daireaux	Director Suplente	Clase A	52	2015
Matías Gonzalo Bujan	Director Suplente	Clase A	46	2015
Marcos Brito	Director Suplente	Clase B	37	2011
Juan Pablo Catarineu	Director Suplente Independiente(2)	Clase B	45	2018
Carolina Susana Curzi	Director Suplente	Clase B	46	2022
Delfín Federico Ezequiel Carballo	Director Suplente	Clase B	35	2011

(1) Se refiere a la clase de accionistas que designó a tal Director. Para un resumen de las diferencies entre las acciones Clase A y Clase B de la Emisora, véase “ Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas - Accionistas Principales. ”

(2) En virtud de los criterios de la CNV.

Directores Titulares :

César Pablo Rossi. El Sr. Rossi es titular del DNI 18.286.413 y del CUIT 20-18286413-8 con domicilio en Comodoro Martín Rivadavia N°2048, piso 4°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Rossi es director titular de la Emisora desde junio de 2011, y es Presidente del Directorio desde abril de 2022. Además, es director titular de las siguientes subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud, Energy S.A.U, Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.; y director suplente de Vientos de Necochea S.A. Trabajó como gerente de impuestos, gerente de financiaciones estructuradas y fideicomisos, y como adscripto al CEO de Banco Macro S.A. El Sr. Rossi obtuvo un Máster en Administración de Empresas de la Universidad Torcuato di Tella y es contador público matriculado egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Jorge Pablo Brito . El Sr. Brito es titular del DNI 29.866.300 y del CUIT 20-29866300-8, con domicilio en Av. Eduardo Madero N°1172, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Brito es director de la Emisora desde noviembre de 2011, y fue Presidente del Directorio desde diciembre de 2015 hasta abril de 2022. El Sr. Brito es miembro del directorio de Banco Macro S.A. También es miembro del Comité de Crédito Senior, Comité de Recupero Legal Senior, Comité de Gestión de Riesgos, Comité de Sistemas y Comité de Activos y Pasivos de Banco Macro S.A. A su vez, es el Presidente del Directorio de Macro Warrants S.A., y miembro del directorio de Banco del Tucumán S.A. y Macro Securities. Es primo de Delfín Federico Ezequiel Carballo y hermano de Marcos Brito.

Darío Ezequiel Lizzano . El Sr. Lizzano es titular del DNI 18.311.514 y del CUIT 20-18311514-7, con domicilio en Riverside Boulevard, Upper West Side, Nueva York, Estados Unidos de América. El Sr. Lizzano se desempeña como director titular y vicepresidente desde diciembre de 2015. Es también director suplente de las subsidiarias de la Emisora MyC Energía S.A, Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Asimismo, el Sr. Lizzano se desempeña como vicepresidente de TGLT S.A. y como director de Plaza Logistica S.A. Se desempeña como managing director y Gerente de Cartera de primera línea de PointState Argentum LLC. Trabajó por más de 30 años en la actividad bursátil de América Latina y mercados emergentes. Antes de ingresar a PointState Argentum en 2014, el Sr. Lizzano trabajó en Morgan Stanley como Director Gerente, donde encabezó la División Institucional de Valores de América Latina, y también formó parte del comité de gestión de América Latina. Fue, a su vez, Director de Investigación y Jefe del Equipo de Distribución de Mercados Emergentes Globales para América. Con anterioridad a Morgan Stanley, el Sr. Lizzano trabajó en Santander desde 1996 a 2007, en principio, como Estratega para América Latina y luego como Jefe del Negocio de Valores de América Latina, para luego convertirse en Jefe Global de Cash Equities. El Sr. Lizzano fue sistemáticamente calificado por

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la Institutional Investor Magazine y Latin Finance como uno de los más importantes analistas de Argentina y estratega de valores de América Latina durante 1996 y 2006.

Carlos Alberto Palazón . El Sr. Palazón es titular del DNI 21.980.024 y del CUIT 20-21980024-0, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Palazón se desempeña como director titular de la Emisora desde diciembre de 2015. Es también director titular de las subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Vientos de Necochea S.A., y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. El Sr. Palazón es socio en LP Advisors y asesor en PointState Argentum. Fue socio fundador de CIMA Investments. Asimismo, se desempeña como director de TGLT S.A., Plaza Logística Tortugas S.R.L., Plaza Logística S.R.L., PL Ciudad S.R.L., PL Echeverría S.R.L. y Plaza Logística Ciudad S.R.L. Es licenciado en Economía, egresado de la Universidad Católica Argentina.

Jorge De Pablo Cajal . El Sr. De Pablo es titular del pasaporte N°AAF299778, con domicilio en Salguero N°3350, Oficina 103, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Cajal se desempeña como director titular de la Emisora desde noviembre de 2007. El Sr. De Pablo fue socio director de LAIG Investments y participó del Directorio de Mobiwize and Gasngo. A su vez, realizó un posgrado en finanzas en CUNEF, Madrid.

Osvaldo Héctor Baños. El Sr. Baños es titular del DNI 11.528.311 y del CUIT 20-11528311-2, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Baños se desempeña como director titular de la Emisora desde mayo de 2016, y además es director suplente de las siguientes subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud, Energy S.A.U, Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Genneia Vientos Sudamericanos S.A., y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. El Sr. Baños es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Juan Facundo Genís: El Sr. Genís es titular del DNI 18.560.537 y del CUIT 20-18560537-0, con domicilio en Cerrito N°512, piso 4°, Ciudad Autónoma de Buenos Aries. El Sr. Genís se desempeña como director titular de la Emisora desde el 2020. Además, es director suplente de las subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud, Energy S.A.U, Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., y Vientos de Necochea S.A. Es socio del Estudio Jurídico Catarineu & Asociados y miembro del Colegio Público de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires. Es abogado egresado de la Universidad del Salvador.

Carlos Alberto de la Vega. El Sr. de la Vega es titular del DNI 13.416.842 y del CUIT 20-13416842-1, con domicilio en Juana Manso N°153, piso 4 “9”, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. De la Vega se desempeña como director titular de la Emisora desde diciembre de 2015, y además es director suplente de las subsidiarias de la Emisora, Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. y Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. Asimismo, es miembro del consejo consultivo de la Fundación de Investigaciones Económicas Latinoamericanas (FIEL). El Sr. de la Vega se desempeñó como Presidente y CEO de Camuzzi Gas Pampeana S.A. y Camuzzi Gas del Sur S.A. Fue miembro del directorio de Transportadora de Gas del Sur S.A. y CFO de Loma Negra. El Sr. de la Vega es Contador Público egresado de la Universidad de Buenos Aires y posee un posgrado de University of Virginia – Darden Graduate Business School , y de Dake University – The Faqua School of Business.

Directores Suplentes:

Francisco Sersale di Cerisano. El Sr. Sersale es titular del DNI 28.423.658 y del CUIT N° 20-28423658-1 con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Sersale se desempeña director suplente de la Emisora desde abril de 2022 y actualmente como gerente titular de Plaza Logística S.R.L., Presidente de TGLT S.A. y de Argentina Commercial Properties S.A. El Sr. Sersale posee un título de Bachelor of Arts en Economia por Swarthmore College y es Magister en Finanzas por la Universidad Torcuato Di Tella. Anteriormente se desempeñó como portfolio manager en GMT Capital y trabajó como analista de equities en T. Rowe Price International. Tiene una vasta experiencia en los mercados emergentes, trabajando como inversor en equities de America Latina desde el 2005.

Pedro Eugenio Aramburu. El Sr. Aramburu es titular del DNI 22.430.890 y del CUIT 20-22430890-7, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Aramburu se desempeña como director suplente de la Emisora desde diciembre de 2015. Actualmente, es director titular de Compañía Naviera Horamar S.A., Empresas Verdes Argentinas S.A., Estancia Celina S.A., FGF Forestal Santa María S.A., Las Misiones S.A., Ojo de Vino S.A., Patagonia Organic Meat Company S.A., Imagine Communications de Argentina S.R.L, Aero Transport Engineering S.A.; Contitech Argentina S.R.L.,

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Quimica True S.A.C.I.F., IVAX Argentina S.A. CVC Turismo S.A.U., OLA S.A., Lilac Solutions S.A.U.; y director suplente de Achernar S.A., Pesquera Cruz del Sur S.A., Sato Argentina S.A., Estancia la Rivera Grande S.A., ESPA Argentina S.A. and Purtierra S.A.El Sr. Aramburu se desempeña como síndico titular de Servicios de Personal Logístico S.A., Open Bank S.A., Santander Río Asset Management Gerente de Fondos Comunes de Inversión S.A., Centro Logístico Aplicado S.A., e Inversora Cordillera S.A., Los Grobo Agropecuaria S.A., Canepa Hermanos S.A.I.C.A.F., Usandizaga Perrone y Juliarena S.A., Agrofina S.A., Estancias y Colonias Arizona S.A., Kilwer S.A., Ketsal S.A., Grecoil y CIA S.A., Productores de Seguros Falabella S.A., Inversiones Falabella Argentina S.A., Falabella S.A. Petrolera El Trebol S.A., Lan Argentina, Establecimientos Levino Zaccardi y Cía S.A. and Sadia Alimentos S.A; y como síndico suplente de Grupo Los Grobo S.A., Super Digital S.A.U., PECOM Energia S.A., PCFG Advisory S.A., Pauen S.A., Bolland y CIA S.A., TEL 3 S.A.U., and Sudacia S.A. Es socio del estudio jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen. El Sr. Aramburu es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y posee un máster en derecho otorgado por Columbia University School of Law .

Santiago Daireaux. El Sr. Daireaux es titular del DNI 20.213.659 y del CUIT 20-20213659-2, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad de Buenos Aires. El Sr. Daireaux se desempeña como director suplente de la Emisora desde diciembre de 2015. Es presidente de Guasaloma S.A., Glenmark S.A., Ojo de Vino S.A. y Patagonia Organic Meat Company S.A. Asimismo, es director titular de Purtierra S.A. y director suplente de Calaer S.A., Estancias y Colonias Arizona S.A, ODA Trading S.A.S., Diransa S.R.L., Alugar S.R.L., y Organic Argentina S.A. El Sr. Daireaux es también síndico titular de Estancia Celina S.A. Las Misiones S.A. Empresas Verdes Argentina S.A., Achernar S.A., Los Grobo Agropecuaria S.A., Grupo Los Grobo S.A., Los Grobo S.G.R.,Canepa Hermanos SAICAyF, Usandizaga Perrone y Juliarena S.A., Agrofina S.A., Superdigital Argentina S.A.U., y Open Bank Argentina S.A.; y síndico suplente de Metrogas S.A., BRS Investment S.A., Banco Santander Rio S.A., Santander Río Trust S.A., Santander Río Valores S.A., Santander Tecnología Argentina S.A., Santander Consumer S.A., Servicio Electrónico de Pago S.A., Quickfood S.A., Sudacia S.A., PCFG Advisory S.A., PECOM Servicios Energia Medioambientales S.A., PECOM Servicios Energia S.A., LAN Argentina S.A., Aerotransport Engineering Consulting S.A.U., Compañía Industrial Cervecera S.A., Decker Industrial S.A., Metacab S.A., e Inversora Cordillera S.A. Es socio del estudio jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen. A su vez, es miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal y del Colegio de Abogados del Estado de Nueva York ( Bar Association of the State of New York ). Es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y posee un máster en derecho otorgado por University of Pennsylvania Law School .

Matías Gonzalo Bujan. El Sr Bujan es titular del DNI 23.782.511 y del CUIT 20-23782511-0, con domicilio en Av. del Libertador N°498, piso 15°, Ciudad de Buenos Aires. El Sr Bujan es director de LAIG Investments. El Sr Bujan es ingeniero agrónomo egresado de la Universidad de Buenos Aires.

Marcos Brito. El Sr. Brito es titular del DNI 29.866.300 y del CUIT 20-29866300-8, con domicilio en Av. Eduardo Madero N°1172, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Brito es director suplente de la Emisora desde junio de 2011. Se desempeña como miembro del directorio de Banco Macro S.A. y es miembro del Comité de Activos y Pasivos y Comité de Recupero Legal Senior de Banco Macro S.A. A su vez, se desempeña como miembro del directorio de Banco Privado de Inversiones S.A. Anteriormente, trabajó como gerente de la división Santa Fe y del área de inversiones de Banco Macro S.A., y como CEO de Nuevo Banco Bisel S.A. El Sr. Brito es licenciado en economía egresado de la Universidad Torcuato Di Tella. Es primo de Delfín Federico Ezequiel Carballo y hermano Jorge Pablo Brito.

Delfín Federico Ezequiel Carballo. El Sr. Carballo es titular del DNI 31.089.201 y CUIT 20-31089201-8, con domicilio en Juana Manso 555, piso 6º D, Puerto Madero, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Caraballo es director suplente de la Emisora desde junio de 2011. También se desempeña como director de Santa Genoveva, Havanna S.A., Desarrollo ALPHA S.A. El Sr. Carballo es licenciado en economía egresado de la Universidad Torcuato Di Tella.

Juan Pablo Catarineu: El Sr. Juan Pablo Catarineu es titular del DNI 24.235.576 y del CUIT 20-24235576-9, con domicilio en Cerrito N°512, piso 4°, Ciudad Autónoma de Buenos Aries. El Sr. Catarineu se desempeña como director suplente de la Emisora desde febrero de 2018. Es socio del Estudio Jurídico Catarineu & Asociados y miembro del Colegio Público de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires. Es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y se especializa en derecho de empresas.

Carolina Susana Curzi. La Sra. Curzi es titular del DNI 25.230.914 y del C.U.I.T. 23-25230914-4, con domicilio en Bouchard N°680, piso 14°, Ciudad Autónoma de Buenos Aries. Se desempeña como director suplente de la Emisora desde abril del 2022, y es directora suplente de Telecom desde el 31 de enero de 2018. La Sra. Curzi se recibió de abogada en la Universidad de Buenos Aires, es socia del estudio jurídico EGFA Abogados, y miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal.

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GERENCIA DE PRIMERA LÍNEA

La gerencia de primera línea de la Emisora tiene a su cargo la implementación y ejecución de los objetivos globales a corto plazo y estratégicos de la Emisora y reporta al director ejecutivo de la Emisora. El siguiente cuadro brinda información sobre los gerentes de primera línea de la Emisora a la fecha del presente prospecto.

Nombre	Cargo	Edad	Fecha de designación
Bernardo S. Andrews Carlos Alberto Palazón Federico Sbarbi Osuna Patricio J. O. Neffa Gustavo Castagnino	Director General Ejecutivo (CEO) Director de Administración y Finanzas (CFO) Director de Negocios y Operaciones (COO) Director de Innovación y Desarrollos Director de Asuntos Corporativos	50 51 47 52 46	1 de abril de 2021 14 de junio de 2021 1 de mayo de 2011 1 de julio de 2014/ 1 de octubre de 2017 1 de agosto 2019

Los domicilios de los gerentes de primera línea de la Emisora coinciden con el domicilio de la sede social de la Emisora enumerados en la contratapa. A continuación, se presenta una breve descripción biográfica de los gerentes de primera línea de la Emisora.

Bernardo S. Andrews. El Sr. Andrews se unió a la Emisora en agosto de 2016 como Director de Administración y Finanzas de la Sociedad. Posteriormente, el Directorio de la Sociedad ha designado al Sr. Andrews como nuevo Director General Ejecutivo (CEO), con efectos a partir del 1 de abril de 2021. El Sr. Andrews es presidente de la Cámara Eólica Argentina desde abril 2022. El Sr. Andrews es director titular de las subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Vientos de Necochea S.A., y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Antes de unirse a la Emisora, fue director financiero de Compañía General de Combustibles S.A. Además, fue administrador de cartera, director financiero, CFO regional y director financiero corporativo regional de GDF Suez, y ocupó diversos cargos en el área de financiamiento estructurado de Enron Corporation en Argentina y Brasil. Es licenciado en economía egresado de la Universidad de Buenos Aires y realizó un posgrado en economía en la Universidad Torcuato Di Tella en Buenos Aires.

Carlos Alberto Palazón . El Sr. Palazón es titular del DNI 21.980.024 y del CUIT 20-21980024-0, con domicilio en Suipacha 1111, piso 18 CABA. El Sr Palazón se desempeña como director titular de la Emisora desde diciembre de 2015 y, desde junio del 2021, también se desempeña como Director de Administración y Finanzas (CFO) de la Sociedad. Es también director titular de las siguientes subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Vientos de Necochea S.A., y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. El Sr. Palazón es socio en LP Advisors y asesor en PointState Argentum. Fue socio fundador de CIMA Investments. Asimismo, se desempeña como director de TGLT S.A., Plaza Logística Tortugas S.R.L., Plaza Logística S.R.L., PL Ciudad S.R.L., PL Echeverría S.R.L. y Plaza Logística Ciudad S.R.L. Es licenciado en Economía, egresado de la Universidad Católica Argentina.

Federico Sbarbi Osuna. El Sr. Osuna trabaja en la Emisora desde hace 13 años. Es Director de Negocios y Operaciones. Previamente fue Director de Estrategia y Desarrollo Comercial, Director Operativo responsable de la operación de los activos de la Emisora y responsable de asuntos comerciales y empresariales. El Sr. Sbarbi Osuna es director suplente de las subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Antes de ingresar a la Emisora, se desempeñó como consultor comercial senior para diversas empresas que brindaron soluciones de tecnología de la información para Customer Relationship Management (CRM). El Sr. Osuna tiene un título en tecnología de la información del Centro de Altos Estudios en Ciencias Exactas y un MBA del IAE.

Patricio J.O. Neffa. El Sr. Neffa es Director de Innovación y Desarrollos desde noviembre de 2020 y, anteriormente, fue responsable del proyecto GEO de la Emisora. El Sr. Neffa es director suplente de las subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A., Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Antes de unirse a la Emisora, se desempeñó como ingeniero proyectista en IBM y Grupo Vallourec, donde lideró el sector automotriz y el de energía. Ocupó diversos cargos en Renault, incluyendo: responsable de la cooperación técnica en

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Renault-GM (Francia); jefe de proyecto industrial en Moscú (Rusia); gerente de ingeniería de producto en Curitiba (Brasil); y director de programas de vehículos de América. El Sr. Neffa es ingeniero aeronáutico egresado de la Universidad Nacional de la Plata y obtuvo un máster en gestión de proyectos en la Université Paris IX Dauphine (Francia).

Gustavo Castagnino: El Sr. Castagnino se desempeña como Director de Asuntos Corporativos de la Emisora desde agosto de 2019. Antes de formar parte de Genneia, trabajó en Mercedes-Benz Argentina por más de 13 años, y también fue miembro del Directorio de dicha compañía desde el 2014 hasta el 2019. El Sr. Castagnino fue presidente de la asociación civil de directores de comunicación de la República Argentina (Dircoms) durante dos años, y actualmente se desempeña como vicepresidente de dicha organización. Asimismo, fue miembro del Directorio la Cámara de Comercio Argentino Brasileña, de la Fundación del Hospital de Clínicas, la Fundación Laureus, de la Fundación INECO, y de la Asociación de Fábricas de Automotores (ADEFA). También fue miembro del comité comunicacional de la Cámara de Comercio ArgentinoAlemana. Actualmente cumple funciones en la Cámara Eólica Argentina, en el Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía y en la Fundación Universitaria del Río de la Plata. El Sr. Castagnino obtuvo el título en Relaciones Internacionales de la Universidad del Salvador, y cuenta con un título de posgrado ejecutivo del IAE y otros títulos de posgrado en Digital House y la Universidad Austral. Además, es profesor del Posgrado de Asuntos Corporativos en la Universidad Católica Argentina.

COMITÉ EJECUTIVO

El comité ejecutivo está compuesto por el CEO, el CFO, el COO, y seis miembros del Directorio. Las decisiones del comité ejecutivo se toman por consentimiento unánime o, de lo contrario, el asunto bajo consideración se debe presentar al Directorio.

El Directorio puede revocar cualquier resolución del comité ejecutivo y ninguna decisión del comité ejecutivo puede contradecir una decisión previamente adoptada por el Directorio. Los siguientes asuntos deben ser aprobados por el Comité Ejecutivo: (i) presupuesto anual y cualquier modificación que exceda el 10% del monto aprobado; (ii) cualquier contrato cuyo valor sea igual o superior a US$ 500.000; (iii) cualquier instrumento de deuda cuyo valor sea igual o superior a US$ 5.000.000; (iv) transacciones con afiliados; (v) consolidación de operaciones y desinversiones; (vi) cambios en las políticas contables y fiscales; y (vii) el inicio de procedimientos judiciales o administrativos, cuyo reclamo económico sea igual o superior a US$ 1.000.000. El comité ejecutivo debe reunirse al menos una vez a la semana y sus miembros tienen derecho a proponer asuntos para ser incluidos en la agenda de cada reunión.

b) Remuneración

La Ley General de Sociedades de Argentina establece que la remuneración de todos los directores (incluidos aquellos directores que también son miembros de la gerencia de primera línea) en un ejercicio no puede superar el 5% de la ganancia neta de dicho ejercicio, si la sociedad no paga dividendos respecto de dicha ganancia neta. La Ley General de Sociedades de Argentina incrementa el límite anual de la remuneración de los directores hasta un 25% de la ganancia neta si se distribuye como dividendos la totalidad de la ganancia neta de dicho ejercicio. No obstante, la Ley General de Sociedades de Argentina establece que el Estatuto de la Emisora puede disponer otros límites específicos a la remuneración de los directores, siempre respetando los límites legales mencionados anteriormente. El porcentaje disminuye proporcionalmente en base a la relación entre la ganancia neta y los dividendos distribuidos. La Ley General de Sociedades también establece que la asamblea de accionistas puede aprobar que la remuneración de los directores supere los límites dispuestos por la Ley General de Sociedades en caso de que la sociedad no disponga de ganancia neta o ésta sea baja, si los directores pertinentes desempeñaron compromisos o funciones técnico-administrativas especiales durante dicho ejercicio. La remuneración de todos los directores y de los miembros de la comisión fiscalizadora requiere la aprobación de los accionistas en asamblea.

El monto total de remuneración devengado por la Emisora a favor de todos los directores, gerentes de primera línea y miembros de la comisión fiscalizadora fue de Ps. 84 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2019, de Ps.175 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre 2020 y Ps.268 millones durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, representando estos beneficios de corto plazo y los únicos beneficios otorgados a los directores y gerentes de primera línea.

Ni la Emisora ni ninguna de sus subsidiarias celebró ningún otro acuerdo que establezca beneficios o remuneración alguna a favor de cualquiera de los directores o miembros de la comisión fiscalizadora luego del vencimiento de sus mandatos o en caso de jubilación.

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c) Información sobre participaciones accionarias.

La siguiente tabla detalla las acciones de la Emisora que se encuentran en poder de sus directores, gerentes de primera línea y miembros de la comisión fiscalizadora al 31 de diciembre de 2021, incluyendo ambas clases de acciones en forma indiscriminada:

Órgano	Número de Acciones
Directorio Gerencia de primera línea Comisión Fiscalizadora Total	8.586.707 - -
	8.586.707

d) Otra información relativa al Órgano de Administración, de Fiscalización y Comités Especiales:

COMITÉ DE AUDITORÍA

El comité de auditoría de la Emisora está formado por Osvaldo Héctor Baños, Carlos Alberto de la Vega y Carlos Alberto Palazón. Los Sres. Osvaldo Héctor Baños y Carlos Alberto de la Vega satisfacen los requisitos de “independencia” de las Normas de la CNV. El comité de auditoría de la Emisora supervisa los procesos de generación de información contable y financiera y las auditorías de los estados financieros consolidados de la Emisora. El comité de auditoría tendrá la responsabilidad de, entre otras cosas:

seleccionar a los auditores independientes y pre-aprobar todos los servicios de auditoría y servicios que no son de
auditoría que hayan de ser prestados por nuestros auditores independientes;
efectuar revisiones a intervalos regulares de la independencia de los auditores independientes;
revisar todas las operaciones con partes vinculadas en forma permanente;
analizar los estados financieros consolidados trimestrales y anuales auditados con la dirección y con los auditores
independientes;
efectuar revisiones periódicas y volver a evaluar si el reglamento del comité de auditoría sigue siendo apropiado;
mantener reuniones en forma separada y a intervalos regulares con la dirección, con los auditores internos y con los
auditores independientes;
reportar al directorio en pleno a intervalos periódicos;
supervisar la actuación del área de Compliance de la Emisora; y
todo otro asunto que el directorio le delegue específicamente al comité de auditoría periódicamente.

RELACIONES FAMILIARES

Jorge Pablo Brito, Presidente, director y accionista de la Emisora, es hermano de Marcos Brito (que reviste la calidad de miembro suplente del directorio de la Emisora). El director suplente Delfín Federico Ezequiel Carballo es hijo de Delfín Jorge Ezequiel Carballo (accionista de la Emisora). Además, Jorge Pablo Brito, Marcos Brito y Delfín Federico Ezequiel Carballo son primos.

COMISIÓN FISCALIZADORA

La Ley General de Sociedades y la Ley de Mercado de Capitales de Argentina exigen que toda sociedad que haga una oferta pública en la Argentina, como es el caso de la Sociedad, tenga una Comisión Fiscalizadora. El estatuto de la Emisora establece que la comisión fiscalizadora esté compuesta por tres síndicos titulares y tres síndicos suplentes que ejercen funciones por un ejercicio fiscal. En virtud de la Ley General de Sociedades, solo los abogados y contadores que puedan ejercer en Argentina o sociedades civiles compuestas por dichas personas pueden desempeñarse como síndicos en una sociedad anónima argentina.

Las principales responsabilidades de la Comisión Fiscalizadora de la Emisora son fiscalizar el cumplimiento por parte de la Emisora de la Ley General de Sociedades, el estatuto, las normas, si las hubiere, y las resoluciones de los accionistas, y

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realizar otras funciones que incluyen, entre otras: (i) supervisar e inspeccionar los libros y registros corporativos cuando se estime necesario, pero al menos trimestralmente; (ii) asistir a las reuniones de directores y asambleas de accionistas; (iii) elaborar un informe anual relativo a la situación económica de la Emisora y someterlo a consideración de los accionistas en la asamblea anual ordinaria; (iv) convocar una asamblea extraordinaria de accionistas cuando se estime necesario, por iniciativa propia o por solicitud de los accionistas, o una asamblea ordinaria cuando el Directorio de la Emisora no la convoque; (v) supervisar y controlar el cumplimento por la Emisora de las leyes y normas, el estatuto y las resoluciones de los accionistas; y (vi) examinar los reclamos por escrito de los accionistas que representen al menos el 2% del capital social.

En el ejercicio de dichas funciones, la Comisión Fiscalizadora no controla las operaciones de la Emisora ni evalúa los méritos de las decisiones tomadas por los directores. Los deberes y responsabilidades de un síndico suplente, cuando actúe en reemplazo de un síndico titular, ya sea de manera transitoria o permanente, son los mismos que los analizados precedentemente para el caso de los síndicos titulares. Los síndicos suplentes no tienen otros deberes y responsabilidades.

El siguiente cuadro brinda información sobre los miembros de la Comisión Fiscalizadora de la Emisora a la fecha del presente prospecto, quienes fueron designados por la asamblea de accionistas celebrada el 28 de abril de 2022, y sus respectivos mandatos venceran el 31 de diciembre de 2022. Sin embargo, los miembros de la Comisión Fiscalizadora continuaron en su cargo hasta la designación de nuevos miembros.

Nombre	Cargo	Clase de Accionistas proponente	Edad	Miembro desde
Diego M. Serrano Redonnet	Miembro Titular	A	53	2015
Alejandro Almarza	Miembro Titular	B	62	2011
Saturnino Jorge Funes	Miembro Titular	A y B	53	2022
Adriana Ethel Tucci	Miembro Suplente	A	51	2022
Carlos Javier Piazza	Miembro Suplente	B	61	2015
Lucrecia Moreira Savino	Miembro Suplente	A y B	48	2022

Todos los miembros de la Comisión Fiscalizadora son “independientes” en virtud de las disposiciones de las Normas de la CNV, y las Resoluciones Técnicas emitidas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas.

A continuación, se presenta una breve descripción biográfica de los síndicos titulares y suplentes de la Comisión Fiscalizadora:

Síndicos Titulares :

Diego M. Serrano Redonnet . El Sr. Serrano Redonnet es titular del DNI 18.000.376 y del CUIT 20-18000376-3, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Serrano Redonnet se desempeña como síndico titular de la Emisora desde 2015. Es también síndico titular de las siguientes subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A, Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, Vientos de Necochea y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. El Sr. Serrano Redonnet es socio del estudio jurídico Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen. Es profesor de finanzas societarias en la Universidad Católica Argentina. A su vez, se desempeña como síndico de Banco Santander Argentina S.A., BRS Investment S.A., Santander Río Valores S.A., Santander Río Trust S.A., Aseguradora de Créditos y Garantías S.A., Santa María del Sol S.A., Atlantis Sociedad Inversora S.A., Seguros Sura Argentina S.A., Plaza Logística S.R.L. Es síndico suplente de Combined Insurance Compañía de Argentina S.A., Virginia Surety Compañía de Seguros S.A. y Zurich Santander Seguros Argentina S.A. El Sr. Serrano Redonnet es abogado egresado de la Universidad Católica Argentina y posee un máster en derecho otorgado por Harvard Law School .

Alejandro Almarza. El Sr. Almarza es titular del DNI 12.087.173 y del CUIT 20-12087173-1, con domicilio en 25 de Mayo N°432, piso 15°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Almarza se desempeña como síndico titular de la Emisora desde abril de 2012. Actualmente, también se desempeña como síndico titular de las siguientes subsidiarias de la Emisora: MyC Energía S.A, Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A.; y como sindico suplente en la subsidiaria Vientos de Necochea S.A. Es socio del estudio Della Rocca – Piazza – Almarza, miembro de HLB International, una red mundial de estudios contables y asesores de negocios independientes. Asimismo, el Sr. Almarza se desempeñó como síndico titular de Macro Securities S.A., Macro Fiducia S.A., Banco del Tucumán S.A., Macro Warrants S.A. y Seguro de Depósitos S.A. El Sr. Almarza es profesor en la Facultad de Ciencias Económicas de la

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Universidad de Buenos Aires. Es contador egresado de la Universidad de Buenos Aires y se matriculó en el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Saturnino Jorge Funes. El Sr. Funes es titular del DNI. 20.410.152 y del C.U.I.T. 20-20410152-4, con domicilio en Bouchard N°680, piso 14°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr Funes se desempeña como síndico titular de la Emisora desde abril de 2022. El Sr. Funes se recibió de abogado en la Universidad del Salvador y obtuvo con honores una maestría en derecho empresarial en la Universidad Austral. Es socio fundador del estudio jurídico EGFA Abogados, trabajó en Shearman & Sterling LLP entre 2000 y 2001 como asociado internacional. Es profesor de derecho societario en la Facultad de Derecho de la Universidad del Salvador en Buenos Aires y profesor en la Maestría en Finanzas y Maestría en derecho y Economía, ambas en la Universidad Torcuato Di Tella en Buenos Aires. Asimismo, es miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal y del Colegio de Abogados de la Ciudad de Buenos Aires.

Síndicos Suplentes :

Adriana Ethel Tucci . La Sra. Tucci es titular del DNI 21.925.482 y del CUIT 27-21925482-8, con domicilio en Suipacha N°1111, piso 18°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La Sra. Tucci se desempeña como síndico suplente de la Emisora desde 2022. Es también síndico suplente de Plaza Logística S.R.L. y de TGLT S.A. La Sra. Tucci es abogada egresada de la Facultad de Derecho y Ciencias Sociales de la Universidad de Buenos Aires, asociada del Estudio Pérez Alati, Grondona, Benites & Arntsen, y miembro del Colegio Público de Abogados de la Capital Federal. Carlos Javier Piazza. El Sr. Piazza es titular del DNI 12.639.275 y CUIT 20-12.639.275-4, con domicilio en 25 de mayo N°432, piso 15°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. El Sr. Piazza se desempeña como síndico suplente de la Emisora desde abril de 2015. Es también síndico suplente de las subsidiarias de la Emisora: Enersud Energy S.A.U., Genneia Desarrollos S.A., MyC Energía S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3, y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. Actualmente, es socio del estudio Della Rocca – Piazza – Almarza, miembro de HLB International, una red mundial de estudios contables y asesores de negocios independientes. Asimismo, es síndico titular de Banco Macro S.A., Banco de Valores S.A. y se desempeñó como síndico titular de Macro Warrants S.A. y como síndico suplente de Macro Securities S.A., Macro Fiducia S.A. y Banco del Tucumán S.A. Es contador egresado de la Universidad de Buenos Aires y fue admitido al Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires en 1983.

Lucrecia María Delfina Moreira Savino. La Sra. Moreira es titular del DNI 23.504.466 y del CUIT 27-23504466-3, con domicilio en Bouchard N°680, piso 14°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. La Sra. Moreira Savino se recibió de abogada en la Pontificia Universidad Católica Argentina y es asociada del estudio jurídico EGFA Abogados.

B) ASESORES

La validez de las Obligaciones Negociables y ciertas cuestiones legales en relación con la ley de Argentina serán objeto de dictamen por parte de Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, asesores legales de la Emisora en Argentina.

C) AUDITORES

Los estados financieros consolidados de la Emisora por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2019, 2020 y 2021, fueron auditados por Deloitte & Co. S.A., auditores externos de la Emisora, cuya información se detalla a continuación:

Auditor	DNI	Estado financiero	Matrícula	CUIT
Sergio E. Cortina (Titular) Ricardo Ruiz (Suplente)	16.276.975 14.927.004	31/12/2021 31/12/2021	CPCEPBA T°163 F° 60 Legajo 42325/4 CPCEPBA T° 126 F° 201 Legajo 32665/8	20-16276975-9 20-14927004-4

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Auditor	DNI	Estado financiero	Matrícula	CUIT
Guillermo D. Cohen (Titular) Daniel Lucca (Suplente) Ricardo Ruiz (Suplente)	20.200.181 17.326.180 14.927.004	31/12/2020 31/12/2020 31/12/2020	CPCEPBA T°159 F°77 Legajo 41287/2 CPCEPBA T° 149 F° 99 Legajo 38660/0 CPCEPBA T° 126 F° 201 Legajo 32665/8	20-20200181-6 20-17326180-3 20-14927004-4
Guillermo D. Cohen (Titular) Daniel Lucca (Suplente) Ricardo Ruiz (Suplente)	20.200.181 17.326.180 14.927.004	31/12/2019 31/12/2019 31/12/2019	CPCEPBA T°159 F°77 Legajo 41287/2 CPCEPBA T° 149 F° 99 Legajo 38660/0 CPCEPBA T° 126 F° 201 Legajo 32665/8	20-20200181-6 20-17326180-3 20-14927004-4

e) Gobierno Corporativo:

Programa de Integridad y Compliance

La Emisora ha adoptado y da cumplimiento a un Programa de Integridad y Compliance, que sigue las mejores prácticas y recomendaciones en la materia, que incluyen políticas y procedimientos de control anticorrupción, de acuerdo a la Ley 27.401 de Responsabilidad Penal de Personas Jurídicas por hechos de corrupción, capacitaciones y entrenamientos de colaboradores de la Sociedad a fin de dar correcto cumplimiento a la implementación a dichas políticas y está a cargo de un “Chief Compliance Officer” de la Sociedad, nombrado por el Directorio y supervisado por el Comité de Auditoría.

El principal documento del Programa es el Código de Conducta de la Sociedad y se complementa con el Código de Conducta para Proveedores y las siguientes políticas y procedimientos específicos de Compliance:

(1) Política de Reporte de Compliance – Medios de denuncia, protección contra represalias y discriminación al denunciante de Buena fe.
a. Procedimiento de Gestión de Denuncias y Conflictos de Interés
b. Procedimiento de Sanciones Disciplinarias
(2) Política Anti-Soborno, Anti-Corrupción y Anti-Lavado de dinero.
a. Procedimiento de Interacción con Funcionarios Públicos
(3) Política de Sanciones Económicas en el comercio internacional
(4) Política de Uso de Información Privilegiada.
(5) Política de Protección de Datos.
(6) Política de Proveedores/Contratistas.

f) Empleados:

La siguiente tabla contiene un detalle de los empleados de la Emisora al 31 de diciembre de 2019, 2020 y 2021.

Al 31 de diciembre de

Gerencia de Primera Línea Profesionales Administrativos Personal de operaciones y mantenimiento	2019 2020 2021
	8 7 6 172 168 177 21 16 11 94 85 69

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Al 31 de diciembre de

Total	2019 2020 2021
	295 276 263

El personal de operación y mantenimiento en de las centrales térmicas de la Emisora (que durante el período el 31 de diciembre de 2021 representaba 23,19% de su dotación se encuentra afiliado al sindicato de Luz y Fuerza y el 2,66% se encuentra afiliado a otros sindicatos. El personal administrativo de la Emisora se encuentra afiliado al sindicato de Empleados de Comercio (el cual representó un 0,76% del total de los afiliados). Aproximadamente el 25,86% de los trabajadores de la Emisora se encuentra cubierto por beneficios otorgados por convenios colectivos de trabajo. Históricamente, la Emisora ha mantenido buenas relaciones con sus sindicatos y no ha experimentado huelgas en la historia de la empresa.

A la fecha del presente Prospecto, la Emisora se encuentra cumpliendo regularmente con el pago de sueldos de sus empleados sin modificaciones, y no ha habido suspensiones y otras medidas adoptadas respecto del vínculo laboral con sus empleados.

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VII. ESTRUCTURA DEL EMISOR, ACCIONISTAS Y PARTES RELACIONADAS

a) Estructura del Emisor y su grupo económico.

La Emisora no forma parte de un grupo económico. A continuación, se detallan las principales subsidiarias operativas de la Emisora a la fecha de este prospecto:

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Los parques eólicos Rawson I y II, Rawson III, Madryn I, Madryn II, Pomona II, Villalonga II y Chubut Norte II y las centrales térmicas (excepto la central térmica de Cruz Alta) son de propiedad directa de Genneia.

Las principales subsidiarias de Genneia son Enersud Energy S.A.U., Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A., Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A., Vientos de Necochea S.A., Genneia Desarrollos S.A. (o GEDESA), Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., Genneia La Florida S.A., Ullum 1, Ullum 2, Ullum 3 y Sofeet International LLC. El resto de las subsidiarias de la Emisora son actualmente subsidiarias no operativas. A continuación, aparece una breve descripción de las principales subsidiarias de la Emisora:

Enersud Energy S.A.U. es una subsidiaria constituida en 2004 que se dedica al negocio de comercialización de energía eléctrica. Véase “ Información sobre la Emisora ⎯ Comercialización de Gas Natural y Capacidad de Transporte. ”
Genneia Vientos Argentinos S.A. es una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación del proyecto Villalonga.
Genneia Vientos del Sur S.A. es una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación del proyecto Chubut Norte I.
Genneia Vientos del Sudoeste S.A. es una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación del proyecto Pomona I.
Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (antes denominada “Genneia Vientos Sudamericanos S.A.”) es una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación del proyecto Chubut Norte IV. El 26 de agosto de 2019, la Emisora y su subsidiaria MyC Energía S.A. efectivizaron la transferencia a Pan American Fueguina S.A., subsidiaria de Pan American Energy SL, del 49% de su participación accionaria en Genneia Vientos Sudamericanos S.A. para el desarrollo conjunto del mencionado proyecto de generación eólica. En la misma fecha, la subsidiaria cambió su denominación social a Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A.
Vientos de Necochea S.A. es una subsidiaria constituida en 2016 como una sociedad vehículo para la ejecución, desarrollo y operación de proyecto Necochea. La Emisora y Centrales de la Costa, una sociedad controlada por la Provincia de Buenos Aires, celebraron un acuerdo de joint venture para desarrollar este proyecto y cada parte es titular del 50% de Vientos de Necochea S.A. Durante los cuatro primeros períodos anuales de la sociedad, el presidente será uno de los cuatro directores designados, quienes tendrán doble voto en caso de empate, con la excepción de ciertas cuestiones. La Emisora llevará adelante la administración y operación de la sociedad vehículo. En consecuencia, de conformidad con las NIIF, la Emisora tiene el control de la sociedad vehículo durante los primeros cuatro períodos anuales.
GEDESA fue constituida como una sociedad vehículo para el desarrollo y operación de la central térmica Cruz Alta, a través de la adquisición de (y subsiguiente fusión con) GETSA con fecha 11 de agosto de 2017.

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Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. es una subsidiaria constituida en 2009 como una sociedad vehículo para la ejecución desarrollo y operación del Parque Eólico Trelew, adquirido por la Emisora el 29 de noviembre de 2017.
Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. (antes denominada “Genneia Vientos Patagónicos S.A.”) es una subsidiaria constituida en 2018, como vehículo creado con el exclusivo propósito de llevar a cabo, desarrollar y explotar el proyecto Chubut Norte III. El 26 de agosto de 2019, la Emisora y su subsidiaria MyC Energía S.A. efectivizaron la transferencia a Pan American Fueguina S.A., subsidiaria de Pan American Energy SL, del 49% de su participación accionaria en Genneia Vientos Patagónicos S.A. para el desarrollo conjunto del mencionado proyecto de generación eólica. En la misma fecha, la subsidiaria cambio su denominación social a Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A.
Genneia La Florida S.A. es una subsidiaria constituida en 2018, como vehículo creado con el exclusivo propósito de llevar a cabo, desarrollar y explotar el proyecto La Florida.
Ullum 1 Solar S.A.U. es una subsidiaria constituida en 2018, como vehículo creado con el exclusivo propósito de llevar a cabo, desarrollar y explotar la central solar fotovoltaica Ullum 1, adquirida el 9 de abril de 2018.
Ullum 2 Solar S.A.U. es una subsidiaria constituida en 2016, como vehículo creado con el exclusivo propósito de llevar a cabo, desarrollar y explotar la central solar fotovoltaica Ullum 2, adquirida el 9 de abril de 2018.
Ullum 3 Solar S.A.U. es una subsidiaria constituida en 2016, como vehículo creado con el exclusivo propósito de llevar a cabo, desarrollar y explotar la central solar fotovoltaica Ullum 3, adquirida el 9 de abril de 2018.
Sofeet International LLC es una subsidiaria constituida en Delaware, Estados Unidos, en 2018, como una Compañía de Responsabilidad Limitada y adquirida por la Emisora en junio del 2020. Con el objeto de realizar cualquier negocio que se encuentre aceptado dentro de las leyes del Estado de Delaware, Estados; entre otras cuestiones, actividades de inversión, garantizar deuda de la Emisora y otras actividades en el exterior complementarias a las previstas en el estatuto social de la Sociedad.

b) Accionistas o Socios principales

A la fecha del presente Prospecto, la composición del capital accionario de la Emisora es la siguiente:

	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
Argentum Investments I LLC	A	44.923.347	87,20%	—	—	43,60%
LAIG Eolia S.A. (anteriormente, “Prado Largo S.A.”)	A	6.596.901	12,80%	—	—	6,40%
Fintech EnergyLLC	B	—	—	25.760.124	50,00%	25,00%
Banco de Servicios y Transacciones S.A.(1)	B	—	—	8.586.706	16,70%	8,33%
Jorge Pablo Brito	B	—	—	8.586.707	16,70%	8,33%
Delfín Jorge Ezequiel Carballo	B	—	—	8.586.711	16,70%	8,33%
		51.520.248	100,00%	51.520.248	100,00%	100,00%

(1) Titular fiduciario de las acciones en virtud del “Fideicomiso en Garantía JHB OT”, constituido por los herederos de Jorge Horacio Brito.

Las acciones Clase A y acciones Clase B de la Emisora tienen los mismos derechos de voto, distribución y liquidación, sujeto a los términos del Acuerdo de Accionistas de la Emisora (tal como se define más adelante).

Argentum Investments I LLC es una sociedad de responsabilidad limitada constituida bajo las leyes de Delaware, cuyo miembro gerente es PointArgentum Master Fund LP.

LAIG Eolia S.A. (anteriormente Prado Largo S.A.) es una sociedad anónima constituida bajo las leyes de Uruguay como el vehículo de inversión centrado en Argentina perteneciente a LAIG Investments. Fundada en 2008, LAIG Investments invierte en compañías del sector energético en toda América Latina y actualmente controla y opera activos de generación de energía, la cadena de valor del gas, energías renovables, soluciones de gestión de flota y eficiencia energética. Su domicilio en Argentina es San Martin 492, piso 7°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. Jorge de Pablo Cajal es el único accionista de LAIG Investments.

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127

Fintech Energy LLC es una sociedad de responsabilidad limitada constituida bajo las leyes de Delaware, controlada por Fintech Advisory Inc., una sociedad de responsabilidad limitada con sede en Nueva York con una estrategia de retorno a largo plazo enfocada en mercados emergentes, que posee inversiones en diversas empresas de Argentina, entre las que se incluye una de las empresas de telecomunicación más importantes. Su domicilio en Argentina es Bouchard 680, piso 14°, Ciudad Autónoma de Buenos Aires. David Manuel Martínez es el único accionista de la sociedad Fintech Advisory Inc.

Banco de Servicios y Transacciones S.A. es un banco corporativo de Argentina, con presencia en el mercado desde el 2002. El banco se especializa en brindar soluciones financieras para banca empresas, banca fiduciaria, mercado de capitales, servicios de tesorería y comercio exterior .

Jorge Pablo Brito es un inversor argentino con un rol activo en la industria bancaria. Es director titular y presidente de la Emisora. El Sr. Brito es miembro del directorio de Banco Macro S.A. Véase “ Datos sobre Directores, Gerencia, Asesores y miembros del Órgano de Fiscalización—Directorio. ”

Delfín Jorge Ezequiel Carballo es un inversor argentino con más de 30 años de experiencia en la industria bancaria. El Sr. Carballo es el director suplente del directorio de Banco Macro S.A. y director suplente de Bolsas y Mercados Argentinos S.A.

El presidente del Directorio y director Jorge Pablo Brito es el hermano de Marcos Brito. El director suplente Delfín Federico Ezequiel Carballo es el hijo de Delfín Jorge Ezequiel Carballo. Además, Jorge Pablo Brito, Marcos Brito y Delfín Federico Ezequiel Carballo son primos.

c) Transacciones con partes relacionadas.

La Emisora realiza, y es posible que en el futuro realice, transacciones con partes relacionadas. La Emisora considera que las transacciones y operaciones con partes relacionadas celebradas en el pasado fueron desarrolladas en el curso ordinario de los negocios, entre partes independientes y de conformidad con las prácticas de mercado habituales.

Las transacciones con partes relacionadas de la Emisora se detallan en la nota 6 a los Estados Financieros Anuales. A continuación, se incluye un resumen de las transacciones con partes relacionadas más relevantes de la Emisora. Se hace saber que Banco Macro S.A y sus afiliadas consideran que no revisten el carácter de partes relacionadas con respecto a la Emisora y sus subsidiarias. Véase “ Datos sobre directores, gerencia, asesores y miembros del órgano de fiscalización”

Deuda

Durante los ejercicios 2019, 2020 y 2021, la Emisora realizó las siguientes operaciones de deuda con partes relacionadas:

Durante el ejercicio 2020 y 2019 se realizaron ventas por generación de energía al Banco Macro S.A. por Ps.10 millones y Ps.8 millones, respectivamente. Durante el ejercicio 2021 se realizaron ventas por generación de energía al Banco Macro S.A. por Ps.14 millones.
El 27 de mayo de 2019, la Emisora recibió un préstamo de Banco Macro S.A. por un importe de US$22,5 millones que devenga una tasa de interés del 7% anual con fecha de vencimiento final el 24 de junio de 2020.

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128

VIII. ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LA EMISORA

La mayoría de las propiedades consisten en los equipos de generación y terrenos de parques eólicos, parques solares y centrales térmicas, todas ubicados en Argentina. Véase la nota 5 (f) a los Estados Financieros Anuales

El siguiente cuadro presenta información clave sobre las centrales operativas de la Emisora:

			Capacidad Instalada (MW)
		Fecha de comienzo de	la fecha del presente
	Ubicación	operaciones comerciales	Prospecto
Parques Eólicos
Rawson I y II ......................	Provincia del Chubut	Enero 2012	83,65
Trelew ...............................	Provincia del Chubut	Agosto 2013(1)	51,00
Rawson III .........................	Provincia del Chubut	Diciembre 2017	25,05
Madryn I ...........................	Provincia del Chubut	Noviembre 2018	71,10
Villalonga I .......................	Provincia de Buenos Aires	Diciembre 2018	51,70
Chubut Norte I ..................	Provincia del Chubut	Diciembre 2018	28,80
Villalonga II ......................	Provincia de Buenos Aires	Febrero 2019	3,45
Pomona I ..........................	Provincia de Rio Negro	Julio 2019	101,40
Pomona II .........................	Provincia de Rio Negro	Agosto 2019	11,70
Madryn II .........................	Provincia del Chubut	Septiembre 2019	151,20
Necochea(3)......................	Provincia de Buenos Aires	Febrero 2020	37,95
Chubut Norte II ................	Provincia del Chubut	Marzo 2021	26,28
Chubut Norte III(4)............	Provincia del Chubut	Febrero 2021	57,66
Chubut Norte IV(4)............	Provincia del Chubut	Febrero 2021	83,22
Parques Solares
Ullum I ..............................	Provincia de San Juan	Diciembre 2018	25,00
Ullum II .............................	Provincia de San Juan	Diciembre 2018	25,00
Ullum III ............................	Provincia de San Juan	Diciembre 2018	32,00
Centrales Térmicas
Bragado II .........................	Provincia de Buenos Aires	Febrero 2017	59
Bragado III ........................	Provincia de Buenos Aires	Mayo 2017	59
Cruz Alta ...........................	Provincia de Tucumán	Enero 2002/Febrero	245,00
		2003(2)
Total			1.229
___

Notas:

(1) Esta central inició operaciones comerciales en agosto de 2013 pero ha sido operada por la Sociedad desde el 29 de noviembre de 2017, cuando fue adquirida por la Emisora.

(2) Esta central inició operaciones comerciales en enero de 2002 y febrero de 2003 pero ha sido operada por la Emisora (a través de GEDESA) desde el 11 de agosto de 2017, cuando fue adquirida por la Emisora.

(3) La participación accionaria de la Compañía en el Parque Eólico Necochea es del 50%.

(4) La participación accionaria de la Compañía en el Parque Chubut Norte IV es del 51%.

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129

El siguiente mapa muestra la ubicación geográfica de los activos de generación de energía eléctrica de la Emisora operativos a la fecha de este prospecto.

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Centrales Eléctricas Operativas hasta el 31 de diciembre de 2021

Parques eólicos Rawson I y II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Rawson III Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Trelew Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Madryn I Ventas netas ......................................................	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 37,7 97,2% 297 7,9 97,7% 114 19,4 78,3% 153 10,8 96,0% 140 29,1	2020 38,4 97,0% 296 7,4 93,6% 108 20,1 81,1% 158 11,1 96,4% 141 29,9	2021 33,7 96,20% 266 7,3 95,90% 103 18,4 77,70% 144 10,1 95% 126 28,3

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130

Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Madryn II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Villalonga I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Villalonga II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pomona I Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pomona II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Necochea(6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte II Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte III(6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Chubut Norte IV(6) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Parques solares Ullum Solar I(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Ullum Solar II(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Ullum Solar III(4) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Centrales térmicas Matheu(2) Ventas netas ......................................................	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 95,7% 324 16,7 97,9% 244 15,3 95,9% 236 0,8 96,4% 16 11,6 92,7% 212 1,0 98,2% 20 - - - - - - - - - - - - 3,7 76,2% 58 3,9 78,1% 60 5,1 76,7% 75 2,8	2020 97,5% 330 60,6 97,2% 671 16,6 97,1% 252 1,0 97,8% 17 25,6 93,2% 390 2,3 80,4% 41 9,7 96,9% 150 - - - - - - - - - 4,1 79,2% 64 4,2 79,9% 63 5,7 81,6% 83 0,6	2021 97% 302 57,3 96,50% 625 15,5 97,10% 231 0,9 97,90% 15 24,5 95,40% 367 2,8 95,40% 367 10,5 97,80% 158 5,0 86,90% 88 13,5 88,70% 211 9,3 79,10% 319 4,0 79,80% 61 4,0 81,70% 63 5,3 80,20% 80 -

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131

Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) .................................... Paraná(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad ................................. Generación neta (GWh) ..................................... Concepción del Uruguay(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Olavarría(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Las Armas Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Bragado(1) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Pinamar(2) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Gobernador Costa(3) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Río Mayo(3) Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) ..................................... Cruz Alta Ventas netas ...................................................... Factor de disponibilidad .................................... Generación neta (GWh) .....................................	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 99,8% 22 6,3 99,8% 13 9,0 99,7% 11 8,5 99,9% 35 9,7 98,9% 113 48,0 98,9% 420 0,5 88,8% 11 0,3 66,5% 2 0,2 99,9% 2 14,5 99,8 20	2020 99,9% 9 1,3 91,6% 3 1,2 100% 1 1,5 97,8% 35 7,4 81,1% 105 45,1 96,6% 306 - - - - - - - - - 9,0 100% 8	2021 - - - - - - - - - - - - 4,86% 1 38,6 95,30% 283 - - - - - - - - - 9,6 99,10% 13

Notas:

(2) La central térmica de Pinamar dejo de operar a partir del 1 de abril de 2019, conforme lo determinado mediante Resolución 2019-4-APN-SRRYME # MHA del Ministerio de Finanzas.

La central térmica de Matheu dejó de operar a partir del 30 de abril de 2020, conforme lo determinado mediante Resolución B-144924-1 del Ministerio de Finanzas.

La central térmica Paraná, dejó de operar a partir del 9 de Diciembre 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-285-APN-SE#MEC.

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132

La central térmica Las Armas II, dejó de operar a partir del 1 de mayo 2021, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2021-376-APN-SE#MEC

(3) La Provincia del Chubut no ha pagado a la Emisora desde 2013 (a excepción de la facturación realizada en marzo del 2018 respecto a lo generado durante Febrero 2018 y cobrada en Abril 2018) y, al 31 de diciembre de 2018, la Provincia del Chubut adeudaba Ps.360,1 millones de pesos. Véase “ Información sobre la Emisora – Contratos de Compra de Energía Eléctrica para las Centrales Eléctricas Aisladas de la Emisora ”. El 4 de abril de 2019 se hizo entrega a la Provincia del Chubut, a través de una consignación judicial, de los inmuebles, instalaciones y demás bienes que conforman las centrales de generación eléctrica de las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa. La Compañía considera que a la fecha del presente, dichas centrales dejaron de ser propiedad de la Compañía y, por lo tanto, se dejó de facturar por la venta de energía a la Provincia del Chubut, a pesar de que por el momento seguimos operándola.

(4) Ullum Solar I y II iniciaron operaciones comerciales el 19 de diciembre de 2018. Ullum Solar III inició operaciones comerciales el 22 de diciembre de 2018.

(5) Chubut Norte II inició operación comercial el 27 de marzo de 2021, Chubut Norte III el 25 de febrero de 2021 y Chubut Norte IV el 4 de febrero de 2021.

(6) Corresponde a negocios conjuntos que posee la Sociedad. Los importes de ventas netas indicados corresponden al 100% de los ingresos de cada negocio conjunto.

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133

IX. ANTECEDENTES FINANCIEROS.

a) Estados financieros

Los estados financieros anuales de la Emisora correspondientes al 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019, se incorporan por referencia al presente Prospecto, de conformidad con lo establecido en el art. 79 de la Sección VIII del Capítulo V del Título II de las Normas de la CNV.

Los estados financieros consolidados por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019, han sido confeccionados de conformidad con las NIIF. La adopción de las NIIF tal como fueron emitidas por el IASB, 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.

Estos estados financieros se encuentran publicados y pueden ser consultados en el sitio web de la CNV, www.argentina.gob.ar/cnv, en el ítem ―Empresas, bajo los siguientes números de identificación:

Estados financieros anuales al 31 de diciembre de 2021: Documento publicado bajo N° de ID 2871987, con fecha 28 de marzo de 2022. (Referenciado en adelante como (1)).
Estados financieros anuales al 31 de diciembre de 2020: Documento publicado bajo N° de ID 2718160, con fecha 3 de marzo de 2021. (Referenciado en adelante como (2)).
Estados financieros anuales al 31 de diciembre de 2019: Documento publicado bajo N° de ID 2585830, con fecha 9 de marzo de 2020. (Referenciado en adelante como (3)).

ESTADO DE RESULTADOS Y OTROS RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2021, 2020 y 2019.

Información seleccionada del Estado de Resultados y Otros Resultados Integrales Consolidados (de acuerdo a NIIF) por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Utilidad bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones a largo plazo Resultados financieros, netos Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio (Pérdida) utilidad neta atribuible a: Propietarios de la controladora Total (pérdida) utilidad del ejercicio	Al 31/12/2021 Consolidado Al 31/12/2020 Consolidado Al 31/12/2019 Consolidado Cifras expresadas en millones de pesos (excepto por los resultados por acción) 26.664 21.635 13.502 (9.541) (7.419) (4.864)
	17.123 14.216 8.638 (269) (192) (119) (1.266) (1.129) (823) (943) (1.262) (1.363) (52) (188) (160) (8.959) (7.886) (5.166)
	5.634 3.559 1.007 (10.317) (1.930) (1.968)
	(4.683) 1.629 (961) 4.996 6.221 5.554
	4.996 6.221 5.554
	313 7.850 4.593
	(4.683) 1.629 (961)
	(4.683) 1.629 (961)

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134

Al 31/12/2021 Al 31/12/2020 Al 31/12/2019 Consolidado Consolidado Consolidado Cifras expresadas en millones de pesos (excepto por los resultados por acción)

Resultado integral total atribuible a: Propietarios de la controladora Resultado integral total del ejercicio Resultado por acción (básico y diluido)	313 7.850 4.593
	313 7.850 4.593
	(45,45) 15,81 (9,33)

Información seleccionada del Estado de Situación Financiera al 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019:

Activo corriente Caja y bancos Inversiones Créditos por ventas Otros créditos Inventarios Total del activo corriente Activo no corriente Créditos por ventas Otros créditos Inversiones Inventarios Llave de negocio Bienes de uso Activos intangibles Total del activo no corriente Total del activo Pasivo corriente Cuentas por pagar Préstamos Remuneraciones y cargas sociales Cargas fiscales Impuesto a las ganancias neto a pagar Otros pasivos Previsiones Total del pasivo corriente Pasivo no corriente Préstamos Cargas fiscales Otros pasivos Pasivo por impuesto diferido	Al 31/12/2021 Consolidado Al 31/12/2020 Consolidado Al 31/12/2019 Consolidado (en millones de pesos) (en millones de pesos) (en millones de pesos) 6.230 4.682 3.813 17.550 5.603 1.650 6.390 6.142 4.746 1.493 1.967 2.036 133 110 104
	31.796 18.504 12.349
	- - 204 2.128 2.478 2.734 4.922 4.531 3.115 1.023 758 474 - - - 104.640 89.901 67.346 2.222 2.131 1.737
	114.935 99.799 75.610
	146.731 118.303 87.959
	6.496 5.564 7.895 20.848 7.753 11.419 591 515 353 501 399 678 2.127 - - 229 8 103 169 217 208
	30.954 14.456 20.656
	69.790 68.942 45.221 - - - 813 746 495 22.686 11.984 7.262

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135

	Al 31/12/2021	Al 31/12/2020	Al 31/12/2019
	Consolidado	Consolidado	Consolidado
	(en millones de	(en millones de	(en millones de
	pesos)	pesos)	pesos)
Total del pasivo no corriente	93.289	81.672	52.978
Total del pasivo	124.243	96.128	73.634
Patrimonio
Capital suscripto	103	103	103
Prima de emisión	2.862	2.862	2.862
Contribuciones de capital	32	32	32
Reserva legal	20	20	20
Otros resultados integrales	23.990	18.994	12.773
Resultados no asignados	(4.519)	164	(1.465)
Patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora	22.488	22.175	14.325
Total del pasivo y patrimonio	146.731	118.303	87.959
Estado De Flujos y Efectivo
	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021	2020	2019
		(en millones de pesos)
Efectivo generado por las operaciones	15.609	12.857	8.332
Efectivo generado por (aplicado a) las actividades de inversión	1.493	(7.005)	(10.685)
Efectivo aplicado a las actividades de financiación	(2.903)	(3.918)	432
Efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre el efectivo	615	1.569	1.575
Aumento (disminución) neto del efectivo	14.814	3.503	(346)

Otra Información Financiera

Otra Información Financiera
Utilidad (pérdida) neta del ejercicio Impuesto a las ganancias Resultados financieros, netos Depreciaciones y amortizaciones Otros egresos, netos(1) Resultados por inversiones a largo plazo EBITDA Ajustado	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2021 2020 2019
	(en millones de pesos)
	(4.863) 1.629 (961) 10.317 1.930 1.968 8.959 7.886 5.166 6.404 5.010 3.400 943 1.262 1.363 52 188 160
	21.992 17.905 11.096

(1) Otros egresos netos incluyen Ps. 201 millones correspondientes a impuesto a los débitos y créditos bancarios, Ps.1.318 millones por desvalorización de valor llave, intangibles y bienes de uso, y la suma de Ps. 228 millones correspondiente a la venta de la Central Térmica Pinamar por el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2019. Al 31 de diciembre de 2020 incluyen Ps.293 millones correspondientes a impuesto a los débitos y créditos bancarios Ps.978 millones por desvalorización de bienes de uso. Al 31 de diciembre de 2021 incluyen Ps.410 millones correspondientes a impuesto a los débitos y créditos bancarios, Ps.838 millones por desvalorización de bienes de uso y Ps.305 millones de otros ingresos y egresos diversos.

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136

B) Indicadores:

Al 31 de diciembre de 2021, 2020 y 2019:

RATIOS	Al 31/12/2021 Consolidado	Al 31/12/2020 Consolidado	Al 31/12/2019 Consolidado
Liquidez Corriente (Activo Corriente / Pasivo Corriente)	1,03	1,28	0,60
Solvencia (Patrimonio Neto / Pasivo)	0,18	0,23	0,19
Inmovilización del capital (Activo No Corriente / Activo Total)	0,72	0,84	0,86
Rentabilidad (Resultado del ejercicio/ Patrimonio Promedio)	(0,20)	0,09	(0,08)

C) CAPITALIZACIÓN Y ENDEUDAMIENTO:

Endeudamiento

El siguiente cuadro establece la deuda de corto plazo y capitalización al 31 de diciembre de 2021.

Esta información debe leerse junto con los estados financieros auditados de la Emisora incorporados por referencia al presente Prospecto.

		Al	31/12/2021
		Consolidado
		(en millones de pesos)
Préstamos
A corto plazo			20.848
A largo plazo			69.790
Total préstamos			90.638
Patrimonio
Capital social suscripto			103
Prima de emisión			2.862
Contribuciones de capital			32
Reserva legal			20
Reserva facultativa			-
Otros resultados integrales			23.990
Resultados no asignados			(4.519)
Total patrimonio atribuible a los propietarios de la controladora			22.488
Capitalización total(1)			113.126
(1) Incluye total de préstamos más patrimonio
l siguiente cuadro expone los préstamos garantizados y no garantizados:
	Al 31/12/2021	Al 31/12/2020	Al 31/12/2019
	Consolidado	Consolidado	Consolidado
	(en millones de	(en millones de	(en millones de
	pesos)	pesos)	pesos)
Préstamos
A corto plazo	20.848	7.753	11.419
Obligaciones negociables	14.551	3.168	6.197
Otras deudas bancarias y financieras	5.242	4.558	4.419
Partes relacionadas, netas de comisiones	-	-	750
Leasing	31	27	53
Desubiertos bancarios	1.024	-	-

El siguiente cuadro expone los préstamos garantizados y no garantizados:

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137

A largo plazo	69.790	68.942	45.221
Obligaciones negociables	50.231	46.895	30.229
Otras deudas bancarias y financieras	19.290	18.317	11.155
Partes relacionadas, netas de comisiones	-	3.487	3.658
Leasing	269	243	179
Total de préstamos	90.638	76.695	56.640

Al 31 de diciembre de 2021, el cuadro anterior incluye préstamos garantizados en subsidiarias sin recurso hacia Genneia S.A. Se trata de los siguientes préstamos: i) Project Finance en Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A. por un monto de Ps.9.073 millones, Ps.6.018 millones y Ps.3.897 millones respectivamente.; ii) fideicomiso financiero en Parque Eólico Loma Blanca S.A. por un monto de Ps.1.740 millones; y iii) préstamo bancario en Genneia Desarrollos S.A. por un monto de Ps.1.705 millones. Para mayor información, por favor ver sección “ Financiamiento ”.

d) Reseña y perspectiva operativa y financiera:

La siguiente reseña se basa en los estados financieros consolidados de la Sociedad y sus respectivas notas incluidas en este prospecto, como también en la información contenida en la sección Presentación de Información contable y de otro tipo, y por ende debe leerse junto con ellos. Los estados financieros consolidados de la Sociedad han sido confeccionados de acuerdo con las NIIF. Esta reseña incluye declaraciones sobre hechos futuros que conllevan riesgos e incertidumbres, tal como se describe en la sección “Declaraciones sobre Hechos Futuros”. Se recomienda a los posibles inversores leer los Factores de Riesgo que se exponen en este prospecto a efectos de interiorizarse sobre factores importantes que podrían provocar que los resultados reales difieran significativamente de los resultados que se describen en o se infieren de las declaraciones sobre hechos futuros contenidas en el presente Prospecto.

Resultado Operativo

Reseña

A la fecha del presente Prospecto, la Sociedad, sus subsidiarias y negocios conjuntos tienen una capacidad instalada total de 1.229 MW (784 MW de energía eólica, 82 MW de energía solar y 363 MW de energía térmica) y proyectos de energía solar en fase de construcción por 78MW. La capacidad instalada de los negocios conjuntos asciende a 179 MW.

La Sociedad ha sido pionera y actualmente es la empresa de generación de energía eólica líder de la Argentina en términos de capacidad instalada. A la fecha de este Prospecto, la cartera de parques eólicos de la Sociedad, sus subsidiarias y negocios conjuntos, incluye: (i) los parques eólicos Rawson I y II, con una capacidad instalada de 52,5 MW y 31,15 MW, respectivamente; (ii) el parque eólico Rawson III, con una capacidad instalada de 25,05 MW; (iii) el parque eólico Trelew, con una capacidad instalada de 51 MW; (iv) los parques eólicos Chubut Norte I, Villalonga I y II y Madryn I, los cuales poseen una capacidad instalada de 28,8 MW, 51,75 MW, 3,45 MW y 71,1 MW, respectivamente,; (v) el parque eólico Madryn II, con una capacidad instalada de 151,2 MW; (vi) el parque eólico Pomona I y II que poseen una capacidad instalada de 101,4 MW y 11,7 MW respectivamente; (vii) el parque eólico Necochea con una potencia instalada de 37,95 MW, que comenzó su operación comercial en febrero de 2020; (viii) los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV, con una potencia instalada de 57,66 MW y 83,22 MW, respectivamente, que comenzaron sus operaciones comerciales en febrero de 2021; y (ix) el parque eólico Chubut Norte II de 26,28 MW; la mayoría de ellos ubicados en la Provincia del Chubut, en la región de la Patagonia en Argentina, a excepción de Villalonga I y II y Necochea que se encuentran ubicados en el sur de la Provincia de Buenos Aires y Pomona I y II que se encuentran en la provincia de Río Negro.

El 29 de noviembre de 2017, y como parte de un plan estratégico de la Sociedad para consolidar un hub de generación eólica con más de 500 MW en la Provincia del Chubut, la Sociedad amplió su cartera mediante la adquisición de Sideli S.A. (quien a su vez había adquirido este activo en 2016 de Isolux Corsán) el 100 % de las acciones de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A., que es propietaria y operadora del Parque Eólico Trelew, con una capacidad instalada de 51 MW, operación que fue aprobada por la CNDC el 16 de abril de 2018. Asimismo, en abril de 2018, la Sociedad adquirió las sociedades Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3, las cuales contaban con firmados con CAMMESA por las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum; habiendo comenzado su operación comercial en diciembre de 2018, con una capacidad de generación instalada de 82 MW. El 14 de septiembre de 2018, la CNDC autorizó dicha operación.

La Sociedad también posee y opera dos centrales de generación de energía térmica, alimentadas con gas natural y

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138

combustible diésel, ubicadas en las provincias de Buenos Aires y Tucumán, con una capacidad instalada combinada de 363 MW. El 9 de noviembre de 2017, la CNDC autorizó la adquisición de GETSA. Las ampliaciones de las centrales térmicas Bragado II y Bragado III, que agregaron 118 MW de capacidad instalada, alcanzaron la operación comercial en febrero 2017 y mayo 2017, respectivamente. Asimismo, el 11 de agosto de 2017, la Sociedad incorporó a su cartera la más grande de sus centrales de generación de energía térmica, la central térmica Cruz Alta, situada en la Provincia de Tucumán, con una capacidad instalada de 245 MW, mediante la adquisición de GETSA por parte de GEDESA, su subsidiaria totalmente controlada.

La Sociedad ha desarrollado una importante cartera de nuevos proyectos de energía, con un equipo con experiencia en todo el ciclo de generación de energía eléctrica, desde la prospección y el desarrollo de proyectos hasta la construcción y la operación de plantas de energía tanto renovable como convencional.

Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2021, las ventas netas, la utilidad bruta, la pérdida neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a Ps.26.664 millones, Ps.17.123 millones, Ps.4.683 millones y Ps.21.992 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 64,2% y 82,5%, respectivamente. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020, las ventas netas, la utilidad bruta, la ganancia neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a Ps.21.635 millones, Ps.14.216 millones, Ps.1.629 millones y Ps.17.905 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 65,7% y 82,8%, respectivamente. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2019, las ventas netas, la utilidad bruta, la pérdida neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a Ps.13.502 millones, Ps.8.638 millones, Ps.961 millones y Ps.11.096 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 64% y 82,2%, respectivamente.

Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2021, las ventas netas, la utilidad bruta, la pérdida neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a US$277,2 millones, US$178,6 millones, US$48,4 millones y US$229,4 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 64,4% y 82,8%, respectivamente. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020, las ventas netas, la utilidad bruta, la ganancia neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a US$302,2 millones, US$200 millones, US$25,3 millones y US$252,3 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 66,2% y 83,5%, respectivamente. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2019, las ventas netas, la utilidad bruta, la pérdida neta y el EBITDA Ajustado ascendieron a US$269,6 millones, US$171,8 millones, US$19,7 millones y US$222,8 millones, con un margen de ganancia bruta y un EBITDA Ajustado del 63,7% y 82,6%, respectivamente.

Presentación de información financiera

Genneia S.A. confeccionó sus estados financieros consolidados incluidos en el presente Prospecto en Dólares Estadounidenses, la moneda funcional de la Sociedad, los cuales han sido convertidos a pesos para su presentación de acuerdo a lo establecido en la NIIF. Para una descripción de las políticas contables significativas de la Genneia S.A., véase la nota 3 a los estados financieros consolidados anuales de la Sociedad. Para una descripción de las políticas contables significativas de la Sociedad donde la administración ejerce discreción considerable, véase “Políticas y estimaciones contables significativas ” más adelante y “ II. Introducción - Presentación de información financiera y de otro tipo ”.

Segmentos de negocios

La Sociedad lleva adelante sus actividades en los siguientes segmentos de negocios: (i) generación de energía eléctrica de fuentes convencionales (generación de energía térmica); (ii) generación de energía eléctrica de fuentes renovables (generación de energía eólica, solar y biomasa); y (iii) comercialización de gas natural y/o su capacidad de transporte (gastos y activos de la administración central de la Sociedad y otros ingresos (gastos)).

En la siguiente tabla se consigna la composición de las ventas netas por segmento:

Generación de energía de fuentes renovables Generación térmica de fuentes convencionales	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019 2020 2021 (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes) 8.382 62% 16.285 75% 20.877 78% 4.802 36% 4.695 22% 4.681 18%	2021

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139

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de	de	de
Comercialización y transporte de gas natural Administración central y otros Total	2019 2020 2021 (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes) 251 2% 386 2% 484 2% 67 0% 269 1% 622 2% 13.502 100% 21.635 100% 26.664 100%	2021
	251 67 13.502		2% 2%
			100%

En la siguiente tabla se consigna el desglose de la utilidad antes de los resultados financieros netos y el impuesto a las ganancias:

Ejercicio	finalizado el 31 de diciembre de	finalizado el 31 de diciembre de
2019 2020 2021 (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes) 5.968 97% 11.663 102% 14.411 99% 976 16% 866 8% 886 6% 149 2% 252 2% 314 2% (920) -15% (1.336) -12% (1.018) -7% 6.173 100% 11.445 100% 14.593 100%	2021
		99% 6% 2% -7%
		100%

Para más información sobre los segmentos de negocios, véase la “nota 13 a los estados financieros consolidados anuales: Información consolidada sobre segmentos de negocio”.

PRINCIPALES FACTORES QUE AFECTAN LOS RESULTADOS DE LAS OPERACIONES DE LA SOCIEDAD

El resultado de las operaciones de la Sociedad se ha visto y se seguirá viendo afectado por múltiples factores, a saber:

Condiciones macroeconómicas imperantes en Argentina

A la fecha del presente prospecto, la Dirección de la Sociedad no puede asegurar el efecto final que la propagación pandémica del Coronavirus podría tener en la situación patrimonial y financiera de la Emisora, ni aquellos efectos que pudieran derivarse de las medidas tomadas por el Gobierno a la fecha del presente prospecto o que pudiera tomar en el futuro. No obstante, sobre la base de la información disponible a la fecha, la Dirección de las Sociedad ha efectuado una estimación de los posibles impactos esperados en el negocio y en la situación patrimonial y financiera de la Sociedad, que pudieran derivarse de las medidas adoptadas por el Gobierno hasta el día de este Prospecto. Sobre la base de dicha estimación, considerando principalmente las condiciones del negocio de la Sociedad, las características de los contratos de suministro de energía suscriptos por las mismas con CAMMESA y el desenvolvimiento de las operaciones en las últimas semanas, la Dirección de las Sociedad considera que dichas medidas no tendrán un efecto material adverso sobre los flujos de fondos, la situación financiera y de resultados de las Sociedad. Sin perjuicio de ello, no es posible predecir cuál será la duración de dichas medidas, ni qué restricciones adicionales pueden ser impuestas por el Gobierno Argentino y si éstas podrían tener un efecto material adverso en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operaciones ( Véase “Factores de Riesgos - El surgimiento y propagación de una enfermedad a nivel pandémico o una amenaza de salud pública similar, como la pandemia de SARS-CoV-2 (COVID-19) podría tener un efecto material adverso en la economía argentina y global, así como en nuestro negocio, condición financiera y resultados de operaciones.”).

Atento a que todas sus operaciones, plantas y clientes se encuentran ubicados en Argentina, la Sociedad se ve afectada por las condiciones macroeconómicas imperantes en el país, incluyendo la inflación, las fluctuaciones del tipo de cambio y la recesión económica. La volatilidad de la economía argentina y algunas de las medidas tomadas por el actual gobierno han tenido - y se prevé que seguirán teniendo - un efecto significativo en los negocios de la Sociedad. Véase “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con Argentina .”

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El siguiente cuadro resume los indicadores económicos clave de Argentina durante los períodos indicados:

	2015	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Actividad Económica
PBI Real (pesos de 2004) (% de variación) como % del PBI)	2,7%	(2,1)%	2,8%	(2,6)%	(2,0)	(9,9)%	10,3
PBI Real (en miles de millones de Ps. de 2004)	721.487	706.478	725.331	707.092	682.705	624.468	688.551

Índices de precios e información sobre el tipo de cambio
Índice de Precios al Consumidor (IPC del INDEC) (% de variación)	11,9%(5)	13,7%(5)	24,8%	47,6%	53,8%	36,1%	50,9%
Inflación (medida según el IPC de la ciudad de Buenos Aires) (% de variación)(1)	26,9%	32,76%	26,1%	45,5%	50,6%	30,5%	49,2%


Tipo de cambio nominal(2) (en Ps. / US$ al cierre del ejercicio)	13,005	15,310	18,7742	37,8852	59,90	84,1450	102,7500

(*) Valores preliminares a la fecha del presente Prospecto.

Fuentes: Ministerio de Economía de Argentina, Banco Central, e Instituto Nacional de Censos y Estadísticas (INDEC).

El 8 de enero de 2016, en base a la determinación de que el INDEC no había producido información estadística confiable, incluso con respecto al IPC, la nueva administración declaró al INDEC en estado de emergencia administrativa hasta el 31 de diciembre de 2016. El INDEC implementó ciertas reformas metodológicas y ajustó ciertas estadísticas macroeconómicas sobre la base de estas reformas. Durante los primeros seis meses de este período de reorganización, el INDEC publicó cifras oficiales del IPC publicadas por la Ciudad de Buenos Aires y la provincia de San Luis como referencia, que incluimos aquí. En junio de 2016, el INDEC reanudó la publicación del IPC a partir de mayo de 2016. En 2017, el IPC ascendió a 24,8%.
Tipos de cambio de referencia mayorista indicado por Banco Central (Comunicación A 3500 del Banco Central).

Véase “ Factores de Riesgo—Se ha cuestionado la credibilidad de varios índices económicos de Argentina, lo que ha generado una falta de confianza en la economía argentina y podría afectar la evaluación que se haga de esta oferta y/o el valor de mercado de las obligaciones negociables ”.

Inflación

Argentina ha enfrentado y sigue enfrentándose a las presiones inflacionarias. Desde 2011 hasta la primera mitad de 2016, Argentina experimentó incrementos en la inflación medida por el IPC y el IPM que refleja el crecimiento en los niveles de consumo minorista y la actividad económica, que se aplica presión al alza en la demanda de bienes y servicios. Véase “Antecedentes Financieros - Reseña Perspectiva Operativa y Financiera de la Sociedad—Condiciones macroeconómicas imperantes de Argentina ” para información sobre las tasas de inflación de Argentina desde el 2011 al 2016. El aumento del riesgo de inflación puede erosionar el crecimiento macroeconómico y limitar aún más la disponibilidad de financiación. Adicionalmente, y a pesar de las recientes reformas, se mantiene la incertidumbre en cuanto a si los procedimientos oficiales de datos y medición reflejan suficientemente la inflación en el país. En el transcurso del 2019, la Argentina ha experimentado un importante incremento de la inflación, llegando al nivel más alto desde 1991.

La inflación en Argentina ha tenido un impacto significativo en nuestros resultados de operación. En particular, la inflación normalmente afecta negativamente, en caso de no ser compensado por la depreciación del Peso Argentino,

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141

particularmente afectando nuestro costo de ventas y gastos administrativos, en particular, nuestras nóminas y seguridad social cargos.

Fluctuaciones del tipo de cambio

Prácticamente todas las tarifas en virtud de los PPA de la Sociedad están denominadas en Dólares Estadounidenses y son pagaderas en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista publicado por el Banco Central, conforme a la Comunicación “A” 3500s. Las tarifas denominadas en Dólares Estadounidenses se convierten a pesos en la fecha de pago del PPA (cuarenta y un días subsiguientes a la fecha de facturación) y no en la fecha de pago efectivo, lo cual puede tener un efecto negativo en los resultados de la Sociedad si el peso se llegara a devaluar durante el período comprendido entre el día cuarenta y dos subsiguiente a la fecha de facturación y la fecha de pago efectiva, efecto que podría incrementarse en caso de demoras en el pago tal como se alude en “— Facturación y cobranzas ”. No obstante, la Sociedad tiene derecho a reclamar las diferencias de cambio que puedan surgir entre la fecha de facturación y la fecha de pago efectivo, aunque no siempre hemos sido capaces de recuperar tales montos de CAMMESA e IEASA, a la fecha del presente Prospecto. Véase la “ Nota 11 a nuestros Estados contables Consolidados Anuales ”. Por otra parte, una porción significativa de los costos operativos y la mayor parte de la deuda de la Sociedad están denominadas en la misma moneda. Este esquema funciona como una cobertura natural contra las fluctuaciones del tipo de cambio y le permite a la Sociedad utilizar Dólares Estadounidenses como moneda funcional a los efectos contables.

El resultado de las operaciones de la Sociedad se ha visto y se seguirá viendo afectado por la fluctuación del tipo de cambio peso argentino- dólar estadounidense. La devaluación del peso en términos generales suele generar menores costos en Dólares Estadounidenses, sin perjuicio de ello, su efecto suele estar compensado por los aumentos inflacionarios financieros en Argentina.

Véase también “ Factores de Riesgo - Las fluctuaciones en el valor del Peso podrían afectar en forma adversa la economía argentina y, en consecuencia, los resultados de las operaciones o la situación patrimonial de la Sociedad ”.

Demanda y Suministro de Electricidad

La demanda de electricidad depende en gran medida de las condiciones macroeconómicas vigentes a lo largo del tiempo en Argentina, así como de factores estacionales. Sin embargo, durante la primera parte del año 2020, la pandemia de COVID-19 afectó la demanda de energía tanto como a la economía argentina. En general, la demanda de electricidad varía en función del desempeño de la economía argentina, dado que las empresas e individuos generalmente consumen más energía y están en mejores condiciones de pagar sus facturas durante épocas de estabilidad o crecimiento económico. Por ende, la demanda de energía se ve afectada por las medidas económicas aplicadas por el gobierno argentino, entre otros aspectos, sobre los tipos de cambio, inflación, tasas de interés, controles de precios, impuestos, tarifas de la energía y regulaciones relacionadas a la pandemia de COVID-19.

Desde la crisis económica de 2001-2002 en adelante, la demanda de electricidad en Argentina creció, impulsada por la recuperación económica y el congelamiento de las tarifas (excepto en 2009, 2017, 2019 y 2020). Durante 2021, la demanda de electricidad aumentó un 5,6% en comparación con 2021, de 127.306 GWh a 133.871GWh.

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142

El siguiente gráfico muestra la evolución de la demanda:

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La demanda de electricidad muestra una tendencia de crecimiento, con una disminución de la demanda en períodos de recesión económica o pandemia.

El siguiente cuadro muestra el crecimiento/decrecimiento de la demanda de electricidad en Argentina.

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Fuente: CAMMESA

El siguiente cuadro muestra el suministro de electricidad de Argentina por fuente, incluyendo generación dentro de Argentina a partir de fuente hidroeléctrica, térmica, nuclear, renovables, así como electricidad importada de países vecinos (neto de exportaciones).

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143

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

Suministro de Electricidad por tipo de fuente
150.000
125.000
100.000
75.000
50.000
25.000
0
Importaciones (netas de exp) Hidroeléctricas Térmicas Nuclear Renovables
GWh/año
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
----- End of picture text -----

Fuente: CAMMESA

En el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, la generación térmica continuó siendo el principal recurso empleado para abastecer la demanda de energía, con un aporte de 90.073 GWh (aproximadamente 63,5%), seguida de la generación hidroeléctrica neta de bombeo, que aportó 24.116 GWh (aproximadamente 17,0%), luego la generación renovable, que aportó 17.435 GWh (aproximadamente 12,3%) y la generación nuclear, que aportó 10.170 GWh (aproximadamente 7,5%). También hubo importaciones para cubrir la demanda local, por 819 GWh y exportaciones por 3,850 GWh.

La generación renovable, térmica y nuclear durante el período finalizado el 31 de diciembre de 2021, registraron aumentos de aproximadamente 36,9%, 9,4% y 1,6%, respectivamente, en comparación con el 2020, mientras que la generación hidroeléctrica registró una disminución de aproximadamente 17,1% en comparación con 2020. Sin embargo, la generación térmica continuó siendo la principal fuente de suministro de electricidad, alimentada tanto por gas natural como por combustibles líquidos (diésel y fuel oil), así como carbón mineral principalmente durante los meses de invierno.

Durante 2021, las instalaciones de generación aumentaron su capacidad instalada de 41.951 GW en 2020 a 42.989 GW en 2021. Este aumento fue causado principalmente por la nueva capacidad de parques eólicos y solares instalados en el marco del Programa RENOVAR.

El siguiente gráfico muestra que, aunque la capacidad total instalada es mayor que la demanda pico instantánea, las reservas (comparando la capacidad instalada disponible promedio con la demanda pico instantánea) han disminuido hasta 2016. Sin embargo, desde 2017, las reservas aumentaron en comparación con 2016, principalmente debido a la nueva capacidad instalada en virtud de las Resoluciones 21, la Resolución 287 y el Programa RENOVAR. Por otro lado, la demanda pico instantánea ha disminuido debido a la situación de la economía y la pandemia del COVID-19.

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144

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Fuente: CAMMESA

Modificaciones al Marco Regulatorio del Sector Eléctrico Argentino

En vista del estrecho margen entre demanda y suministro durante el periodo 2013-2015, existía necesidad de incorporar nueva capacidad en Argentina. Por tal motivo, se llevó a cabo un proceso de licitación de nuevos proyectos de generación, tanto de fuentes convencionales como renovables. La SEN llamó a una licitación bajo el Programa de Energía Térmica para la instalación de nuevas unidades de generación térmica que entraron en funcionamiento entre el verano de 2016/2017 y el verano de 2017/2018, ofreciendo a generadores PPA a largo plazo con CAMMESA. En mayo de 2017, la SEN convocó a presentar ofertas en virtud de la Resolución Nº 287/2017 para instalar nuevas plantas de cogeneración y ciclo térmico combinado para satisfacer la demanda en el MEM. El gobierno recibió ofertas para 6,6 GW de nueva capacidad de generación térmica y adjudicó aproximadamente 4,8 GW de nueva capacidad térmica.

En octubre de 2015, el Congreso Argentino modificó el Programa de Energías Renovables, estableciendo como objetivo alcanzar una contribución de energía renovable al consumo de la demanda total del 8% para 2017 y 20% para 2025, ordenó a ciertos consumidores industriales y comerciales cubrir una parte de sus consumos con fuentes de energía renovables y otorgó beneficios impositivos y de otro tipo a nuevos proyectos de energía renovable. En julio y octubre de 2016 y agosto de 2017, el Ministerio de Energía ordenó a CAMMESA convocar a licitaciones para la instalación de generación adicional de energías renovables bajo el Programa de Energías Renovables. Tras la Ronda 1, la Ronda 1.5 y la Ronda 2 del Programa RenovAr, el gobierno recibió ofertas para 17,31 GW de nueva capacidad de generación de energías renovables, y ha adjudicado 4,5 GW de nueva capacidad de energías renovables en virtud de la Ronda 1, la Ronda 1,5 y la Ronda 2, principalmente a proyectos de energía eólica y solares. En Agosto 2019, CAMMESA adjudicó 259 MW de la licitación MINIREN – RONDA 3 a pequeños proyectos de energías renovables.

Para continuar con el crecimiento de la instalación de nueva generación, el gobierno realizó algunos cambios en la normativa para impulsar ampliaciones de transporte eléctrico como el marco regulatorio de los contratos de Participación Público-Privada y nueva metodología para la elaboración del Plan Director de Transporte de Energía Eléctrica – Programa TransportAR.

Los principales cambios introducidos por la nueva administración hasta la fecha son:

Mediante la Resolución 31/20 se resolvió la reducción de las tarifas de generación de energía y capacidad desde febrero de 2020. La moneda de pago de las tarifas es en pesos, pero la resolución estableció una fórmula de ajuste indexada.
Mediante los Decretos 277/20 y 278/20 se nombró a los interventores de las entidades regulatorias ENRE y ENARGAS.

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145

Mediante el Decreto 297/20, se estableció una cuarentena por la pandemia del COVID-19 y determinó como servicios esenciales al gas y la electricidad.
Mediante la nota NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, la Secretaría de Energía resolvió que la fórmula de ajuste indexada de tarifas no resultará de aplicación.
El gobierno, por medio de ENRE y ENARGAS llevará a cabo un proceso de revisión de las tarifas de distribución y transporte de gas y electricidad (Decreto 1020/20).
La Secretaría de Energía realizó la licitación para el suministro de gas natural de acuerdo con el Plan Gas 2020-2024 (conforme se define más adelante) por medio de la Resolución SE 317/20. Asimismo, la Secretaría de Energía estableció las prioridades de gas y de despacho de las unidades de generación por medio de la Resolución SE 354/20.
El gobierno aprobó una serie de incentivos para reducir las deudas de las compañías de distribución de electricidad con CAMMESA por medio de la Ley 27.591 y la Resolución SE 40/21.
A partir de Feb-22, la Resolución SE 440/21 incrementa aproximadamente un 29% la remuneración de los generadores que venden al mercado spot. Establece las nuevas tarifas en $ y sin ajustes. Los Generadores deben renunciar a realizar reclamos legales para acceder al incremento de las tarifas.
La Resolución SE 551/21 modifica la normativa en relación a la asignación de prioridad de despacho para MATER. Reemplaza el requisito de presentar garantía para el mantenimiento de la prioridad de despacho por el pago trimestral de 500 US$/MW. Modifica los requisitos para pedir proórroga. Invita a los proyectos que ya tienen asignada prioridad a adherirse o no al nuevo régimen. Si el titular opta de desistir de la prioridad, se le devuelve la caución pero no puede presentar nuevamente dicho proyecto por 2 años. En este caso, se libera capacidad.
La resolución SE1037/21 crea la Cuenta de Exportaciones del Fondo de Estabilización del MEM. A partir de las transacciones del Sep-21, los ingresos provenientes de exportación de energía eléctrica, descontados los costos incurridos para abastecer las exportaciones (combustible, generadores, transporte, etc), serán asignados a esta cuenta. El destino de los fondos es el financiamiento de obras de infraestructura energética. La Secretaría de Energía definirá la asignación. La resolución establece que la SE definirá una remuneración adicional de Sep-21 a Feb-22 (excepto para Centrales Hidroeléctricas Binacionales). Incrementa la remuneración de Potencia (considera Factor de Utilización igual a 70%) y la remuneración de Energía generada.
La Resolución 1260/2021 establece alternativas para rescindir, prorrogar o reducir la potencia de contratos de RENOVAR y Res 202.
La resolución SE 14/22 reemplaza el mecanismo de desempate de MATER anterior, por desempate a través de un Factor de Mayoración que será aplicado a los pagos de reserva de prioridad de despacho. La prioridad se otorgará a quien declare el Factor de Mayoración más alto. Este mecanismo será aplicado a partir del último trimestre de 2021.

Disponibilidad y despacho

En lo que respecta a los activos renovables, los ingresos proceden de la electricidad efectivamente entregada. En consecuencia, la remuneración está determinada por el factor de disponibilidad de los parques eólicos y solares y de las condiciones de viento e irradiancia. En lo que respecta a la remuneración de las centrales térmicas, los ingresos proceden de las ventas de capacidad en firme y electricidad efectivamente entregada. La remuneración recibida por electricidad efectivamente entregada es destinada principalmente a cubrir los costos operativos, por lo cual la remuneración está principalmente determinada por el factor de disponibilidad de sus centrales.

El siguiente cuadro muestra el factor de disponibilidad de los centros operativos para los períodos indicados:

Factor de disponibilidad (%)		Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
	2019	2020	2021

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Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

		Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de
Centrales Térmicas Matheu(2)................................................ Paraná(2).................................................. Concepción del Uruguay(2)...................... Olavarría(2)............................................... Las Armas(2)............................................. Bragado I, II y III(1)................................... Pinamar(2)................................................ Gobernador Costa(3)................................ Río Mayo(3).............................................. Cruz Alta ................................................. Parques eólicos .................................... Rawson I y II ............................................ Rawson III ................................................ Trelew ..................................................... Madryn I .................................................. Villalonga I .............................................. Chubut Norte I ........................................ Villalonga II …........................................... Pomona I …………………………………………….. Pomona II …………………………………............ Madryn II …………………………………............ Necochea…………………………….................. Chubut Norte II(5)................................... Chubut Norte III(5).................................. Chubut Norte IV(5).................................. Parque Solares(4) Ullum I ………………………………………........... Ullum II ……………………………………………….. Ullum III ………………………………….............. Factor de disponibilidad total	2019	2020	2021
	99,4 99,8 99,8 99,7 99,9 99,7 98,9 88,8 66,5 99,9 99,8 94,6 97,2 97,7 78,3 95,7 95,9 96,0 96,4 92,7 98,2 97,9 n/a n/a n/a n/a 77 76,2 78,1 76,7	98 99,9 91,6 100 97,8 81,1 96,6 — — — 100 94,68 97 93,6 81,1 97,5 97,1 96,4 97,8 93,2 80,4 97,2 96,9 n/a n/a n/a 80,4 79,2 79,9 81,6	90,58 — — — — 58 95,3 — — — 99,1 92,67 96,2 99,5 77,7 97 97,1 95 97,9 95,1 98,6 95,6 97,8 86,9 88,7 79,1 80,5 79,8 81,7 80,2

	95,7	95	91,2

(1) Bragado II inició sus operaciones comerciales en febrero de 2017, mientras que Bragado III inició sus operaciones comerciales en mayo de 2017. La central térmica Bragado I dejo de operar el 01 de noviembre del 2021, conforme lo determinado mediante RESOL-2021-1120-APN-SE#MEC.

(2) La central térmica Pinamar dejó de estar operativa a partir del 1° de abril de 2019, conforme lo dispuesto por la Resolución 2019-4-APN-SRRYME#MHA del entonces Ministerio de Hacienda (actualmente, el Ministerio de Economía). La central térmica de Matheu dejó de operar a partir del 30 de abril de 2020, conforme lo determinado mediante Resolución B-144924-1 del Ministerio de Finanzas.

La central térmica Paraná, dejó de operar a partir del 9 de Diciembre 2020, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2020-285-APN-SE#MEC.

La central térmica Las Armas II, dejó de operar a partir del 1 de mayo 2021, conforme a lo determinado mediante la Resolución RESOL-2021-376-APN-SE#MEC(3) El 4 de abril de 2019 se hizo entrega a la Provincia del Chubut, a través de una consignación judicial, de los inmuebles, instalaciones y demás bienes que conforman las centrales de generación eléctrica de las localidades de Río Mayo y Gobernador Costa. La Compañía considera que a la fecha del presente, dichas centrales dejaron de ser propiedad de la Compañía y, por lo tanto, se dejó de facturar por la venta de energía a la Provincia del Chubut, a pesar de que por el momento seguimos operándola.

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(4) En los parques solares fotovoltaicos Ullum se refiere al Performance Ratio (PR)

(5) Chubut Norte II inició su operación comercial el 27 de marzo de 2021, Chubut Norte III el 25 de febrero de 2021 y Chubut Norte IV el 04 de Febrero de 2021.

Los parques eólicos de la Emisora han alcanzado un factor de disponibilidad promedio de 92,67% al 31 de diciembre de 2021 y sus centrales térmicas (incluyendo la central térmica Cruz Alta, a partir del 11 de agosto de 2017) han logrado un factor de disponibilidad promedio ponderado de 90,58% al 31 de diciembre de 2021. De acuerdo con los PPA para las centrales térmicas conectadas al NIS, la Emisora está obligada a cumplir con un factor de disponibilidad del 92% de la capacidad comprometida. En el caso de que las centrales térmicas no cumplan los umbrales requeridos, en ausencia de un evento de fuerza mayor o falta de disponibilidad de mantenimiento programado, CAMMESA tiene la capacidad de imponer multas a la Emisora.

Condiciones climáticas

La cantidad de energía generada y la rentabilidad de los parques eólicos y solares son altamente dependientes de las condiciones climáticas, particularmente las condiciones del viento e irradiancia, que puede variar entre las locaciones, estacionalidad y período anual. Debido a que las turbinas eólicas sólo operan cuando la velocidad del viento se encuentra dentro de ciertos rangos específicos que varían según el tipo de turbina y el tecnólogo, si la velocidad del viento cae fuera de dichos rangos, ya sea por encima o por debajo, la producción de energía disminuiría. Del mismo modo, las proyecciones de recursos solares dependen de estimaciones sobre los patrones climáticos, el efecto de las sombras sobre los paneles y la irradiación.

Durante la fase de desarrollo y previo a la construcción de cualquier parque eólico, se realizan estudios de vientos para evaluar el recurso eólico potencial del sitio. El mismo se lleva a cabo durante un período de varios años. Estos estudios eólicos han sido realizados por el equipo de desarrollo de la Emisora y consultores técnicos independientes, respecto al factor de capacidad estimado resultante de estudios eólicos y el modelo de turbinas utilizadas. No se puede garantizar que las condiciones climáticas observadas en un sitio en fase de proyecto se ajustarán a los supuestos que se hicieron durante la fase de desarrollo en base de estos estudios y, por lo tanto, no se puede asegurar que los sitios operativos puedan alcanzar con sus niveles de producción previstos. Es posible que los patrones eólicos futuros y la producción de electricidad en nuestros parques eólicos no reflejen los patrones eólicos históricos en los sitios respectivos o las proyecciones realizadas; y, a su vez, los patrones de viento en cada sitio cambian con el paso del tiempo.

Para más información sobre el impacto de la velocidad del viento, recursos e incertidumbres y riesgos asociados con las condiciones climáticas, véase “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Sociedad—La capacidad de la Sociedad de operar parques eólicos de manera rentable depende en gran medida de adecuados vientos y demás condiciones climáticas. ”

Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPAs

La Sociedad ha celebrado dieciocho contratos de compra de energía eléctrica a largo plazo (excluyendo PPAs con usuarios privados) para sus centrales operativas con vencimiento entre 2018 y aproximadamente 2037. La Sociedad ha celebrado tres contratos de compra de energía eléctrica con IEASA correspondientes a sus parques eólicos Rawson I y II y su Parque Eólico Trelew, y nueve contratos de compra de energía eléctrica adicionales con CAMMESA por las cinco centrales térmicas de la Sociedad.

Asimismo, en septiembre de 2016, la Sociedad firmó un PPA con Loma Negra, el primer PPA con un usuario privado en Argentina para aproximadamente el 60% de la capacidad del parque eólico Rawson III; en abril de 2018, la Sociedad firmó un PPA con Oroplata, un usuario privado, por aproximadamente el 40% de la capacidad de Rawson III; en junio de 2018, celebró un PPA con Banco Macro S.A. y otro PPA a 20 años, en Dólares, con Meranol, ambos a ser suministrados a través de cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a PPAs; y en septiembre y diciembre de 2018, la Sociedad celebró dos PPAs con usuarios privados, uno con Curtiembre Arlei S.A. y el otro con Bemis Argentina S.A.U., ambos a ser suministrados por cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs.

En agosto y septiembre de 2019, la Emisora suscribió un PPA con Royal Canin S.A. y otro con Compañia de Alimentos Fargo S.A. (ambos usuarios privados en Argentina) para entregar energía desde cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II, entre otros). Los PPAs tienen una vigencia de 15 años y representan el 100% del consumo de energía para ambas compañías .

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En junio de 2020, la Emisora suscribió un PPA con Mc CAIN Argentina S.A. (usuario privado en Argentina) en relación con cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). El PPA está nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años. Asimismo, en septiembre de 2020, Genneia suscribió PPAs con Grupo Dos Leguas S.A.U., CARGILL S.A.C.I., Vidrieria Argentina S.A. y Pilkington Automotive Argentina S.A. (usuarios privados en Argentina) en relación cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). Los PPAs están nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años, con excepción del PPA de Grupo Dos Leguas S.A.U. que tiene una vigencia de 15 años.

En 2017, la Emisora celebró seis contratos de compra de energía eléctrica a largo plazo con CAMMESA, respecto de sus proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I, Madryn I, Madryn II, Pomona I y Necochea. En 2018, la Emisora sumó seis PPA a largo plazo con CAMMESA, tres a partir de la adquisición de los proyectos de las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum y tres con la firma de los PPAs resultantes de la Ronda 2.0, en junio de 2018, para los proyectos de expansión de Chubut Norte III, Chubut Norte IV y La Florida. Véase “ Información sobre la Sociedad—Generación de Energía Eléctrica—Contratos de Compra de Energía Eléctrica ”.

Al 31 de diciembre de 2021, el plazo promedio ponderado estimado de los PPA de la Emisora para sus parques eólicos operativos es de 15 años, el plazo promedio ponderado estimado de los PPA de la Sociedad para sus centrales térmicas operativas es de 5 años y para sus parques solares el plazo promedio ponderado estimado de los PPA es de 17 años. Tanto en nuestros proyectos de expansión de nuestros parques eólicos como de nuestras centrales térmicas, el valor promedio de vida útil es calculado desde el inicio de la fecha de inicio de sus operaciones comerciales. Para más información sobre el plazo de los PPA para los parques eólicos Rawson I y II, véase “ Centrales eléctricas operativas y Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA” .

En vista de las actuales limitaciones de la capacidad de generación de Argentina, como también de la ubicación y relativamente poca antigüedad de las centrales térmicas operativas de la Sociedad, la Sociedad cree que podrá renovar o reemplazar los PPA relacionados con sus centrales eléctricas conectadas al SADI; no obstante, no puede ofrecer certidumbres a los posibles inversores al respecto. Véase “ Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la Sociedad—La Sociedad podría verse imposibilitada de renovar sus PPA vigentes o celebrar PPA nuevos para la venta de capacidad en firme y energía eléctrica en el futuro, o dichos PPA podrían ser modificados o rescindidos unilateralmente .” Por otra parte, excepto por los parques eólicos de la Sociedad, las turbinas de la Sociedad son móviles; por lo tanto, la Sociedad cree que podrá trasladarlas a otras plantas o venderlas, en caso de no poder renovar sus PPA vigentes o celebrar nuevos PPA.

La central Cruz Alta, no posee PPA pero opera bajo el Esquema de Remuneración de Energía Base con CAMMESA, el cual compensa al generador por la capacidad en firme así como, en menor medida, la generación basada en tarifas que son periódicamente revisadas por CAMMESA.

El siguiente cuadro detalla las fechas de vencimiento de los PPA firmados por la Sociedad.

Parques Eólicos Rawson I Rawson II Trelew Rawson III Villalonga II Pomona II Chubut Norte II Madryn I Villalonga I Chubut Norte I Madryn II Pomona I	Estado Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo	Fecha de vencimiento
		01/2027(1) 01/2027(1) 08/2028(1) 12/2037 (2) 04/2028 (2) 07/2028 (2) 04/2028(3) 07/2028(3) 07/2028(3) 11/2038 12/2038 12/2038 09/2039 07/2039

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Nechochea Chubut Norte III Chubut Norte IV Parques solares Ullum 1 Ullum 2 Ullum 3 Centrales Térmicas Bragado II Bragado III	Estado Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo	Fecha de vencimiento
		12/2029 1/2041 1/2041 12/2038 12/2038 12/2038 01/2027 05/2027

(1) La fecha de vencimiento de los PPA correspondientes a los parques eólicos Rawson I y II y Trelew será la primera de las siguientes fechas: (i) quince años con posterioridad a la fecha de operación comercial de cada central o (ii) el despacho de la cantidad máxima de energía comprometida para ser comprada por parte de IEASA.
(2) En septiembre de 2016, la Sociedad celebró un contrato de compra de energía (PPA) con Loma Negra, el cual se constituyó como el primer PPA celebrado con un usuario privado en Argentina, por aproximadamente el 60% de la capacidad instalada de Rawson III. En abril de 2018, la Sociedad celebró un PPA a diez años denominado en Dólares Estadounidenses con Oroplata S.A. por aproximadamente el 40% de la capacidad instalada de Rawson III. Asimismo, en junio de 2018, la Sociedad celebró un PPA con Banco Macro por el remanente de la capacidad instalada de Rawson III.
(3) En junio de 2018, la Sociedad celebró un PPA con Meranol S.A.C.I. para la provisión de energía de cualquiera de nuestros parques eólicos no sujetos a otros PPAs. En septiembre de 2018 la Sociedad celebró un PPA con Curtiembre Arlei S.A. para la provisión de energía de cualquiera de nuestros parques eólicos no sujetos a otros PPAs. En diciembre de 2019, la Sociedad celebró un PPA con Bmeis Argentina S.A.U. para la provisión de energía de cualquiera de nuestros parques eólicos no sujetos a otros PPAs. En agosto y septiembre de 2019, la Emisora suscribió un PPA con Royal Canin S.A. y otro con Compañia de Alimentos Fargo S.A. (ambos usuarios privados en Argentina) para entregar energía desde cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II, entre otros). Recientemente, en junio de 2020, la Emisora suscribió un PPA con Mc CAIN Argentina S.A. (usuario privado en Argentina) en relación con cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). El PPA está nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años. Asimismo, en septiembre de 2020, Genneia suscribió PPAs con Grupo Dos Leguas S.A.U., CARGILL S.A.C.I., Vidrieria Argentina S.A. y Pilkington Automotive Argentina S.A. (usuarios privados en Argentina) en relación con cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). Los PPAs están nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años, con excepción del PPA de Grupo Dos Leguas S.A.U. que tiene una vigencia de 15 años. Recientemente en diciembre de 2021, la Emisora celebró dos PPAs, con usuarios privados, uno con Mondelez S.A. y uno con Mercedes Benz por cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Los PPAs están nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años.

Ampliación de la capacidad de generación

Actualmente, la Sociedad tiene trece parques eólicos operativos con una capacidad instalada de 784MW, incluyendo su proyecto insignia, Madryn I y II, y dos centrales térmicas operativas conectadas al SADI, con una capacidad instalada total de 363MW, incluyendo Bragado II y III. Desarrollamos cada uno de nuestros parques eólicos y plantas termales, excepto por las plantas de Cruz Alta y Trelew, que fueron adquiridas recientemente. En abril de 2018 adquirimos las plantas Ullum Solar con PPAs que ya les habían sido adjudicados por una capacidad de 82 MW. Actualmente la Emisora se encuentra construyendo el parque solar Sierras de Ullum, de 78 MW, con habilitación comercial estimada en diciembre 2022. Asimismo la Sociedad celebró varios PPAs con privados para proveerle energía de los parques Rawson III, Villalonga II, Chubut Norte II y Pomona II.

El siguiente cuadro, detalla las fechas de inicio de operaciones comerciales -reales o esperadas- de las plantas de la Sociedad:

Estado	Fecha de inicio de operación
	comercial

Parques Eólicos

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Rawson I y II Trelew Rawson III Chubut Norte I Madryn I Villalonga I Villalonga II Madryn II Pomona I Pomona II Nechochea(4) Chubut Norte II Chubut Norte III(4) Chubut Norte IV(4) Plantas Solares Ullum 1 y 2 Ullum 3 Sierras de Ullum Centrales Térmicas Bragado II y III Cruz Alta	Estado Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo Operativo En Construcción Operativo Operativo	Fecha de inicio de operación comercial
		enero de 2012 agosto de 2013(1) diciembre de 2017 diciembre 2018 noviembre de 2018 diciembre de 2018 febrero de 2019 septiembre de 2019 julio de 2019 agosto de 2019 Febrero de 2020 Marzo de 2021 febrero de 2021 febrero de 2021 diciembre de 2018 diciembre de 2018 Diciembre 2022 febrero de 2017/ mayo de 2017(2) enero de 2002 / febrero de 2003(3)

(1) El Parque Eólico Trelew obtuvo habilitación comercial en agosto de 2013, pero ha sido operada por la Sociedad desde el 29 de noviembre de 2017.

(2) 59 MW relacionados con el PPA de Bragado III obtuvieron habilitación comercial en mayo de 2017.

(3) La central térmica de Cruz Alta obtuvo habilitación comercial en enero de 2002 y febrero de 2003, pero ha sido operada por la Sociedad (a través de GEDESA) desde la adquisición realizada el 11 de agosto de 2017.

(4) Corresponde a negocios conjuntos que posee la Sociedad. Los importes de ventas netas indicados corresponden al 100% de los ingresos de cada negocio conjunto.

Facturación y cobranzas

Para los años finalizados el 31 de diciembre de 2019, 2020 y 2021, el 95%, el 93% y el 90%, respectivamente, de las ventas netas de la Sociedad corresponden a operaciones con CAMMESA y IEASA. La Sociedad tiene derecho a recibir pagos de CAMMESA en virtud de sus PPA dentro de los 42 días posteriores a la fecha de facturación, sujeto a que previamente CAMMESA reciba pagos de otros agentes del MEM, entre ellos, empresas de distribución de energía eléctrica, grandes consumidores y el gobierno argentino.

En el año 2017, se produjo una mejora en el perfil de CAMMESA, tanto desde el plano operativo como también desde el plano de la solvencia, lo que a su vez ha mejorado el ciclo de pagos de CAMMESA a las compañías de generación, incluida Genneia. Como resultado de ello, durante 2017 y 2018, nuestro ciclo de cobranza se ha reducido significativamente y, al 31 de diciembre de 2019, el ciclo de cobranzas se elevó a 54 días. A partir del año 2019, las restricciones fiscales por parte del Gobierno Nacional demoraron el aporte de fondos a CAMMESA. En consecuencia, el ciclo de pagos comenzó a deteriorarse respecto a 2018. Esta demora afecta únicamente a los créditos que no cuentan con garantía de FODER, los cuales representa al 31 de diciembre de 2021 aproximadamente el 47% de los créditos por ventas. A la fecha del presente Prospecto, el ciclo de cobranza para aquellos créditos con garantía FODER ha permanecido estable en 42 días a lo largo de 2019, 2020 y 2021. Al 31 de diciembre de 2021, aproximadamente el 56% de las ventas totales se encuentran respaldado por la garantía FODER.

El siguiente gráfico ilustra el ciclo de pagos de CAMMESA para los ingresos que no tienen garantía FODER en términos de cantidad de días que CAMMESA demoró en abonar los saldos pendientes mes a mes, desde enero de 2018 hasta noviembre de 2021:

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Políticas y Estimaciones Contables Significativas

En la aplicación de las políticas contables de la Sociedad, la dirección debe emitir juicios, elaborar estimaciones y efectuar supuestos acerca de los valores contables 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 se efectúa la revisión, en tanto la revisión afecte solo 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 de la Sociedad en la preparación de los Estados contables son los siguientes, conforme se detalla en la nota 4 a los Estados Contables Anuales de la Sociedad:

Moneda Funcional . La Dirección de la Sociedad aplica su 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 de mano de obra y 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 11.2 y 11.3 a los estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad posee acreencias significativas con entidades con participación estatal o dependientes de fondos provenientes del sector público registradas como Créditos por ventas y Otros créditos como consecuencia de sus operaciones de generación. La Gerencia hace una constante evaluación de la recuperabilidad de los créditos en función de la antigüedad de la deuda, la capacidad de pago de la contraparte, la naturaleza del cliente, las garantías recibidas, sus derechos legales, entre otros aspectos, y establece previsiones en función al valor estimado del recupero de los mismos.

Valor recuperable de activos por impuesto diferido y quebrantos. La Sociedad reconoce los quebrantos acumulados y otros créditos impositivos como activos por impuesto diferido cuando es probable su deducción de ganancias impositivas futuras. A tales efectos, sobre la base de lo establecido en el párrafo 36 de la NIC 12, la Sociedad considera los resultados impositivos proyectados y la reversión de diferencias temporarias pasivas. Para determinar la probabilidad de realización y estimar el monto recuperable de dichos activos, la Gerencia proyecta los resultados impositivos sobre la base de diversas variables futuras, incluyendo la estimación de la devaluación del peso en relación al dólar estadounidense para los años siguientes. Dichas estimaciones son revisadas periódicamente y los efectos derivados de la misma son reconocidos en el período en que se efectúa la revisión.

Vida útil de activos fijos, valor recuperable de activos fijos, activos en concesión y activos intangibles . La Sociedad estima

la vida útil de sus activos fijos, principalmente los parques eólicos y las centrales de generación térmica, en base a la tecnología de los activos correspondientes y su tipo y características de uso. La Sociedad generalmente estima el valor recuperable de los activos fijos , activos en concesión y activos intangibles sobre la base de su valor económico, calculado como los flujos de efectivo futuros esperados descontados generados por cada activo o grupo de activos en evaluación, considerando su vida útil estimada. Con excepción de aquellas centrales de generación térmica cuyo contrato con

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CAMMESA ha finalizado (Nota 1 a los estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2021) cuyo valor recuperable ha sido estimado sobre la base de su valor estimado de disposición menos los costos de venta. Con el fin de estimar los flujos de efectivo, la Administración calcula los ingresos y costos futuros en base a su mejor estimación del marco regulatorio, tarifas, costos de combustible, devaluación e inflación del peso argentino, salarios, factor de utilización de parques eólicos, vida útil de los activos y la tasa utilizada para descontar dichos flujos de efectivo, entre otros.

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

Nuevas Normas e Interpretaciones Contables

Para una descripción de las normas e interpretaciones contables aplicadas por la Sociedad, véase la “nota 2 de los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

Descripción de los principales rubros

Ventas netas

Las ventas netas de la Sociedad incluyen los ingresos de los siguientes negocios en los que participa la Sociedad (i) generación de energía de fuentes renovables, (ii) generación de energía de fuentes convencionales, (iii) comercialización y transporte de gas, (iv) otros ingresos. Ver la “ Nota 5 (m) a los Estados Contables Anuales de la Sociedad”.

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 y comercialización de energía eléctrica, 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, depreciación de bienes de uso, desvalorización de activos intangibles, combustibles, gas, electricidad y otros, materiales y equipos de instalación, provisiones y otros gastos de la Sociedad. Véase la “ Nota 5 (n) a los Estados Contables Anuales de la Sociedad”.

Utilidad Bruta

La utilidad bruta de la Sociedad refleja las ventas netas menos los costos de venta.

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. Véase el “Anexo H a los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

Gastos de administración

Los gastos de administración 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 y 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 bienes de uso, amortización de activos intangibles, combustibles, gas, electricidad y otros, materiales y equipos de instalación, provisiones y otros gastos de la Sociedad. Véase el “Anexo H a los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

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Otros ingresos (egresos)

Otros ingresos (egresos), netos principalmente incluye al impuesto a los débitos y créditos bancarios, desvalorización de bienes de uso, bajas de activos fijos y otros ingresos y egresos diversos no recurrentes. Véase “Nota 5 (o) a los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

Resultados financieros, netos

Resultados financieros, netos de la Sociedad, incluye (i) los ingresos financieros compuestos por ingresos por intereses y diferencia de cambio y (ii) los egresos financieros, compuestos por el cargo por intereses, las diferencias y variaciones de cambio, los costos de emisión y los impuestos de retención. Véase la “Nota 5 (p) a los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

Impuesto a las ganancias

El impuesto a las ganancias incluye el impuesto a las ganancias corriente y el impuesto a las ganancias diferido, en ambos casos, de las operaciones continuadas. La Sociedad reconoce los quebrantos acumulados y otros créditos impositivos como activos por impuesto diferido cuando es probable su deducción de ganancias impositivas futuras. A dichos fines, la Sociedad tiene en cuenta los resultados fiscales y la reversión de pasivos por diferencias temporarias proyectados. Véase la “Nota 5 (q) a los Estados Contables Anuales de la Sociedad” .

Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

El resultado del ejercicio es la utilidad (pérdida) neta después de la deducción o la suma del impuesto a las ganancias y los ajustes por participaciones minoritarias, según corresponda.

Resultados de las Operaciones

Resultados seleccionados de las operaciones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 en comparación con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020.

En la siguiente tabla se consignan nuestros resultados seleccionados de las operaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Utilidad bruta Gastos de comercialización Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones en negocios conjuntos Resultados financieros, netos Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) Utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 2021 Variación(%) (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
	21.635 26.664 23% (7.419) (9.541) 29%
	14.216 17.123 20% (192) (269) 40% (1.129) (1.266) 12% (1.262) (943) -25% (188) (52) -72% (7.886) (8.959) 14%
	3.559 5.634 58% (1.930) (10.317) 435%
	1.629 (4.683) -387% 6.221 4.996 -20%
	6.221 4.996 -20%
	7.850 313 -96%

Ventas netas

Las ventas netas en 2021 fueron de Ps. 26.664 millones, es decir, Ps. 5.029 millones o un 23% superiores a los Ps. 21.635 millones del 2020. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestras ventas netas por segmento para el ejercicio

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154

finalizado el 31 de diciembre de 2021 y 2020:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Ingresos por ventas netas Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Comercialización y transporte de gas Otros ingresos diversos	2020	2021	Variación(%) porcentajes) 23% 28% 0% 25% 23%
	(en millones de Ps., a excepción de los 21.635 26.664 16.285 20.877 4.695 4.681 386 484 269 622

Generación de energía de fuentes renovables: las ventas netas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron en Ps 4.592 millones, o 28%, de Ps. 16.285 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 20.877 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, fundamentalmente debido al efecto de la devaluación cambiaria sobre tarifas denominadas en Dólares . El volumen de energía eólica generada alcanzó los 2.313 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2021, en comparación con los 2.402 GWh generados en el mismo ejercicio del 2020. El volumen de energía solar generada alcanzó los 204 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2021, en comparación con los 210 GWh generados en mismo ejercicio del 2020.

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: las ventas netas de la Sociedad en el segmento de generación de energía de fuentes convencionales disminuyeron en Ps. 14 millones, o una baja inferior al 1%, de Ps. 4.695 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 4.681 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021. Esta disminución se debió principalmente a: i) la culminación del plazo contractual de las centrales térmicas Matheu, Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay, Las Armas y Bragado I; y, ii) el nuevo esquema remunerativo de la RES 31/2020 modificada el 21 de mayo de 2021 por la RES 440/2021; lo cual fue compensado parcialmente por el efecto de la devaluación cambiaria sobre los PPAs cuyas tarifas están dolarizadas. El volumen total de energía generada por el segmento ascendió al 31 de diciembre de 2021 y 2020 a 304 y 467 GWh, respectivamente. Esto se representa por una baja del 42% en el volumen despachado a gas natural y una suba del 111% en el volumen despachado a gas oil.

Comercialización y transporte de gas: las ventas netas de la Sociedad en este segmento aumentaron en Ps. 98 millones, o 25%, de Ps. 386 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 484 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, debido principalmente a un aumento en el volumen de gas comercializado.

Costo de ventas

El costo de ventas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fue de Ps. 9.541 millones, un incremento del 29% en comparación con los Ps. 7.419 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestros costos de ventas por segmento por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2021:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Costo de ventas Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Compras para comercialización y transporte de gas Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes	2020	2021	Variación(%)
	(Ps. En millones, a excepción de los porcentajes) 7.419 9.541 29% 180 137 -24% 71 76 7% 4.434 6.104 38% 2.671 3.130 17%

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155

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

convencionales Costos operativos comercialización y transporte de gas	2020	2021	Variación(%)
	(Ps. En millones, a excepción de los porcentajes) 63 94 49%

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: los costos de ventas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron en Ps. 1.670 millones, o 38%, de Ps. 4.434 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 6.104 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, debido principalmente al aumento en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: los costos de ventas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales aumentaron en Ps. 416 millones, o 15%, de Ps. 2.851 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 3.267 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, 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.

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: el costo de ventas de la Sociedad proveniente de operaciones en este segmento aumentó en Ps. 36 millones, o 27%, de Ps. 134 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a Ps. 170 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, debido principalmente a debido principalmente a mayores ingresos por el aumento de los volúmenes transportados y el efecto de la devaluación cambiaria del peso sobre dichas tarifas .

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización aumentaron un 40%, pasando de $192 millones en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 a $269 millones al 31 de Diciembre de 2021. Las causas del mencionado aumento corresponden principalmente al aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio.

Gastos de administración

Los gastos administrativos aumentaron un 12%, pasando de $1.129 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2020 a $1.266 millones al 31 de Diciembre de 2021. Dicha variación corresponde principalmente al aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio.

Otros egresos, netos

Los otros egresos netos ascendieron a Ps. 943 millones al 31 de diciembre del 2021 reflejando una disminución de Ps. 319 millones o 25% con respecto a los Ps. 1.262 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Los otros egresos registrados durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2020, corresponden a un deterioro parcial de los activos fijos por Ps.585 millones. En Genneia S.A. el deterioro parcial de los activos fijos ascendió a Ps.393 millones. Esto fue resultado de la emisión de la Res. SRRYME N° 1/19, luego reemplazada por la RESOL-2020-31-APN-SE#MD, mediante la cual se dejó sin efecto el esquema de remuneración de la Res. SEE N° 19/17, que produjo una disminución en los ingresos actuales y futuros de las unidades de generación térmica que operaban bajo la antigua resolución. Considerando el efecto adverso que este nuevo esquema remunerativo representa en flujos futuros de las unidades térmicas, la Compañía llevó a cabo una revisión del importe recuperable de los valores llaves y activos fijos relacionados con dichas unidades (tanto de su propiedad como de sus subsidiarias). Al 31 de Diciembre de 2021 de las evaluaciones realizadas por la Compañía surgieron cargos por deterioro parcial de los activos fijos. Estos corresponden a la subsidiaria Genneia La Florida S.A. por Ps.310 millones, generados por la solicitud a CAMMESA la recisión del PPA del parque de biomasa La Florida en los términos de la Resolución RESOL-2021-1260-APN-SE#MEC. Y en Genneia S.A. por Ps.528 millones, debido a la valuación a su valor probable de realización de los equipos de las centrales térmicas desconectadas. Los otros egresos también incluyen el impuesto a los débitos y créditos bancarios por Ps. 410 millones y Ps. 293 millones al 31 de diciembre de 2021 y 2020,

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156

respectivamente .

Resultados por inversiones en negocios conjuntos

Los resultados por inversiones a largo plazo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 ascendieron a una pérdida Ps. 52 millones, representando una disminución del 72% en comparación con la pérdida de Ps. 188 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Dichos resultados se atribuyen a a nuestra participación en Vientos de Necochea S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A..

Resultados financieros, netos

Los resultados financieros netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fueron negativos en Ps.8.959 millones, respecto de los Ps.7.886 millones negativos en el ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 14%.

Esta variación se debe principalmente al mayor devengamiento de intereses del período, debido al efecto de la devaluación del período sobre el mismo.

Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias al 31 de Diciembre de 2021 asciende a una pérdida de Ps.10.317 millones en comparación con la pérdida de Ps.1.930 millones en 2020. La variación corresponde principalmente a: i) el cambio de tasa descripto en nota 3.16.1 a los estados financieros al 31 de diciembre de 2021 la cual significó un aumento en las provisiones de impuesto a pagar como en la posición neta de pasivos por impuesto diferido de la compañía como resultado de la medición de las partidas temporarias a la alícuota estimada aplicable en el año en que las diferencias temporales se estiman sean reversadas; y, ii) al efecto del ajuste por inflación impositivo.

Pérdida neta del ejercicio

Nuestra pérdida neta por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fue de Ps. 4.683 millones, en comparación con la ganancia neta de Ps. 1.629 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Esta evolución se explica, mayormente, por un mayor cargo nominal en pesos de los ingresos por efecto de la devaluación, lo cual fue parcialmente compensado por: i) menores ingresos del segmento térmico por culminación del plazo contractual; ii) menor generación de energía en el segmento renovable; iii) el efecto de la pesificación de las tarifas de la RES 31/2020 (compensado parcialmente con el incremento de tarifas otorgado por la resolución 440/2021); y iv) un mayor cargo en el impuesto a las ganancias de acuerdo a lo explicado en el párrafo anterior.

Resultado integral total del ejercicio

Los resultados integrales totales por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fueron de Ps. 313 millones en comparación con la ganancia de Ps. 7.850 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Esta evolución negativa se explica, mayormente, por un mayor cargo nominal en pesos de los ingresos por efecto de la devaluación compensado ampliamente por el aumento en el impuesto a las ganancias según se explicó anteriormente.

Resultados seleccionados de las operaciones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 en comparación con el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019.

En la siguiente tabla se consignan nuestros resultados seleccionados de las operaciones por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

Ingresos por ventas netas Costo de ventas Utilidad bruta Gastos de comercialización	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 2020 Variación(%) (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
	13.502 21.635 60% (4.864) (7.419) 53%
	8.638 14.216 65% (119) (192) 61%

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157

Gastos de administración Otros egresos, netos Resultados por inversiones en negocios conjuntos Resultados financieros, netos Utilidad neta antes de impuesto a las ganancias Impuesto a las ganancias (Pérdida) Utilidad neta del ejercicio Otros resultados integrales Diferencia de cambio por conversión Total de otros resultados integrales Resultado integral total del ejercicio	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 2020 Variación(%) (en millones de Ps., a excepción de los porcentajes)
	(823) (1.129) 37% (1.363) (1.262) -7% (160) (188) 18% (5.166) (7.886) 53%
	1.007 3.559 253% (1.968) (1.930) -2%
	(961) 1.629 -270% 5.554 6.221 12%
	5.554 6.221 12%
	4.593 7.850 71%

Ventas netas

Las ventas netas en 2020 fueron de Ps. 21.635 millones, es decir, Ps. 8.133 millones o un 60% superiores a los Ps. 13.502 millones del 2019. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestras ventas netas por segmento para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

Ingresos por ventas netas Generación de energía eléctrica de fuentes renovables Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Comercialización y transporte de gas Otros ingresos diversos	Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 2020	Variación(%)
	(en millones de Ps., a excepción de los porcentajes) 13.502 21.635 60% 8.382 16.285 94% 4.802 4.695 -2% 251 386 54% 67 269 301%

Generación de energía de fuentes renovables: las ventas netas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron en Ps. 7.903 millones, o 94%, de Ps. 8.382 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 16.285 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, fundamentalmente debido al ingreso, durante el ejercicio 2019, de 268MW de potencia instalada renovable, con la puesta en funcionamiento de los parques Eólicos PEM II, Pomona I y II y Villalonga II, y al efecto de la devaluación cambiaria sobre tarifas denominadas en Dólares. El volumen de energía eólica generada alcanzó los 2.402 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de Diciembre de 2020, en comparación con los 1.755 GWh generados en mismo ejercicio del 2019. El volumen de energía solar generada alcanzó los 210 GWh en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2020, en comparación con los 193 GWh generados en mismo ejercicio del 2019.

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: las ventas netas de la Sociedad en el segmento de generación de energía de fuentes convencionales se disminuyeron en Ps. 107 millones, o 2%, de Ps. 4.802 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 4.695 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Esta disminución se debió principalmente a: i) la culminación del plazo contractual, durante el 2019, de las centrales térmicas Paraná, Concepción del Uruguay, Olavarría y Las Armas I; y ii) el nuevo esquema remunerativo de la RES 31/2020. El volumen total de energía generada por el segmento ascendió al 31 de diciembre de 2020 y 2019 a 467 y 656 GWh, respectivamente. Esto se representa por una baja del 30% en el volumen despachado a gas natural y una suba del 12% en el volumen despachado a gas oil.

Comercialización y transporte de gas: las ventas netas de la Sociedad en este segmento aumentaron en Ps. 135 millones, o 54%, de Ps. 251 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 386 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, debido principalmente a mayores ingresos por el aumento de los volúmenes transportados y el efecto de la devaluación cambiaria del peso sobre dichas tarifas.

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Costo de ventas

El costo de ventas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de Ps. 7.419 millones, un incremento del 53% en comparación con los Ps. 4.864 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019. En la siguiente tabla se consigna la composición de nuestros costos de ventas por segmento por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 y 2020:

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de

Costo de ventas Compras para generación de energía eléctrica de fuentes convencionales Compras para comercialización y transporte de gas Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes convencionales Costos operativos generación energía eléctrica de fuentes renovables Costos operativos comercialización y transporte de gas	2019	2020	Variación(%)

Generación de energía eléctrica de fuentes renovables: los costos de ventas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes renovables aumentaron Ps. 2.180 millones, o 97%, de Ps. 2.254 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 4.434 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, debido principalmente: i) a los mayores costos debido a las puestas en funcionamiento de los Parques Eólicos Villalonga II (Febrero 2019), Pomona I (Julio 2019), Pomona II (Agosto 2019) y PEM II (Septiembre 2019); y al aumento en pesos de las amortizaciones de bienes de uso por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Generación de energía eléctrica de fuentes convencionales: los costos de ventas de la Sociedad en el segmento de generación de energía eléctrica de fuentes convencionales aumentaron Ps. 343 millones, o 14%, de Ps. 2.508 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 2.851 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, debido principalmente a: i) al aumento de las amortizaciones de bienes de uso destinados al segmento por efecto de la variación del tipo de cambio sobre activos dolarizados.

Comercialización de gas natural y capacidad de transporte: el costo de ventas de la Sociedad proveniente de operaciones en este segmento aumentó Ps. 32 millones, o 31%, de Ps. 102 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a Ps. 134 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, debido principalmente a mayores ingresos por el aumento de los volúmenes transportados y el efecto de la devaluación cambiaria del peso sobre dichas tarifas.

Gastos de comercialización

Los gastos de comercialización aumentaron un 61%, pasando de $119 en el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 a $192 al 31 de Diciembre de 2020. Las causas del mencionado aumento corresponden principalmente a: i) mayores cargos por el impuesto a los ingresos brutos relacionados con la mayor facturación del período; ii) al aumento de los pagos al Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables por la puesta en funcionamiento de los parque eólicos mencionados anteriormente; y, iii) el aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio.

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159

Gastos de administración

Los gastos administrativos aumentaron un 37%, pasando de $823 millones en el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2019 a $1.129 millones al 31 de Diciembre de 2020. Dicha variación corresponde principalmente a: i) el aumento de los costos laborales por los incrementos salariales en consonancia con la inflación del ejercicio; ii) mayores gastos por honorarios a directores y síndicos; y, iii) mayores gastos por honorarios y servicios administrativos.

Otros egresos, netos

Los otros egresos registrados durante el ejercicio finalizado el 31 de Diciembre de 2019, corresponden a la revisión del valor recuperable que determino un cargo pérdida por desvalorización del importe total del Valor llave asociado a la adquisición de Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. por Ps. 762 millones y un deterioro parcial de los activos fijos por Ps 111 millones. En Genneia S.A. el deterioro parcial de los activos fijos ascendió a Ps. 365 millones. Esto fue resultado de la emisión de la Res. SRRYME N° 1/19, luego reemplazada por la RESOL-2020-31-APN-SE#MD, mediante la cual se dejó sin efecto el esquema de remuneración de la Res. SEE N° 19/17, que produjo una disminución en los ingresos actuales y futuros de las unidades de generación térmica que operaban bajo la antigua resolución. Considerando el efecto adverso que este nuevo esquema remunerativo representa en flujos futuros de las unidades térmicas, la Compañía llevó a cabo una revisión del importe recuperable de los valores llaves y activos fijos relacionados con dichas unidades (tanto de su propiedad como de sus subsidiarias). Al 31 de Diciembre de 2020 el cargo pérdida por deterioro parcial de los activos fijos de la subsidiaria Generadora Eléctrica de Tucumán S.A. ascendió a Ps. 585 millones y en Genneia S.A. ascendió a Ps. 393 millones.

Resultados por inversiones en negocios conjuntos

Los resultados por inversiones a largo plazo por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a Ps. 188 millones, representando un aumento del 18% en comparación con el resultado de Ps. 160 millones del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019. Dichos resultados se atribuyen a nuestra participación en Vientos de Necochea S.A., Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A.

Resultados financieros, netos

Los resultados financieros netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron negativos en $7.886 millones, respecto de los $5.166 millones negativos en el ejercicio anterior, lo que representa un aumento del 53%.

Esta variación se debe principalmente al mayor devengamiento de intereses del ejercicio, debido al efecto conjunto de: i) la devaluación del periodo sobre el devengamiento de intereses; y, ii) al cese de la capitalización de intereses en las obras en curso por habilitación comercial de las mismas. El cargo negativo por diferencia de cambio mostró un aumento del 18%, situándose en $1.652 millones en comparación con los $1.398 millones del ejercicio anterior. Con respecto a la devaluación cambiaria, cabe mencionar, que el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2020 concluyó con una devaluación del peso frente al dólar del 41%, en comparación a la devaluación cambiaria del 59% del ejercicio anterior. Por otro lado, es pertinente aclarar que los saldos a cobrar por venta de energía a CAMMESA e IEASA (Ex ENARSA) son liquidados en pesos al tipo de cambio vigente al vencimiento teórico de la liquidación de venta a pesar que los contratos de suministro firmados con dichas entidades presentan tarifas dolarizadas y que en los mismos existen mecanismos previstos por los cuales la Sociedad mantiene el derecho de percibir un ajuste por la diferencia de cambio producida por la evolución del tipo de cambio utilizado para la facturación hasta el momento de la efectiva cobranza.

Impuesto a las ganancias

El cargo por impuesto a las ganancias al 31 de Diciembre de 2020 asciende a una pérdida de Ps.1.930 millones en comparación con la pérdida de Ps.1.968 millones en 2019. La variación corresponde principalmente a la menor devaluación del ejercicio, lo que represento menores impactos negativos en el cálculo del impuesto diferido sobre los bienes de uso e intangibles y sobre devaluación del quebranto fiscal activado. Este efecto positivo fue parcialmente compensado por una mayor utilidad impositiva en el presente ejercicio.

Ganancia neta del ejercicio

Nuestra ganancia neta por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de Ps. 1.629 millones, en comparación con la pérdida neta de Ps. 961 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019. Esta evolución se explica, mayormente, por una mayor utilidad bruta debido a la puesta en marcha de los Parques Eólicos Villalonga II (Febrero 2019),

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160

Pomona I (Julio 2019), Pomona II (Agosto 2019) y PEM II (Septiembre 2019), lo que fue compensado parcialmente por el aumento en resultados financieros tal como se detalla utsupra .

Otros resultados integrales

Los otros resultados integrales ascendieron a Ps. 6.221 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 aumentaron en 12% respecto del año anterior. Cabe mencionar que la devaluación cambiaria fue del 41% en el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2020, en comparación al 59% del ejercicio anterior.

Resultado integral total del ejercicio

Los resultados integrales totales por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de Ps. 7.850 millones en comparación con la ganancia de Ps. 4.593 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019. Esta evolución positiva se explica, mayormente, el incremento de la utilidad bruta como consecuencia de los mejores resultados producto de la consolidación operativa ocurrida en el año.

Liquidez y Recursos de Capital

Los requerimientos de capital de la Sociedad obedecen principalmente a costos de operación y mantenimiento relativos a los activos operativos; inversiones en bienes de capital en relación con la construcción de nuevos activos de generación eléctrica o con el mejoramiento de los activos operativos existentes, y pagos por servicios de deuda.

Las fuentes principales de liquidez y recursos de capital de la Sociedad son los fondos generados por las actividades operativas, principalmente la generación de energía eléctrica; los ingresos financieros provenientes de la inversión del efectivo y los fondos disponibles de la Sociedad; el acceso a los mercados de capitales de deuda 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 2019, 2020 y 2021:

Flujo de efectivo generado por (aplicado a): Actividades operativas Actividades de inversión Actividades de financiación Efecto de las variaciones del tipo de cambio sobre el efectivo Incremento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo	2019 8.332 (10.685) 432 1.575 (346)	31 de diciembre de 2020 (Ps.en millones) 12.857 (7.005) (3.918) 1.569 3.503	2021
			15.609 1.493 (2.903) 615 14.814

Efectivo Generado por Actividades Operativas

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019

El efectivo generado por actividades operativas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de Ps. 12.857 millones, en comparación con Ps. 8.332 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019. La variación positiva se debió principalmente a la mayor utilidad bruta del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 en comparación con el ejercicio anterior; en línea principalmente a la puesta en funcionamiento de los Parques Eólicos Villalonga II (Febrero 2019), Pomona I (Julio 2019), Pomona II (Agosto 2019) y PEM II (Septiembre 2019).

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020

El efectivo generado por actividades operativas por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 fue de Ps. 15.609 millones, en comparación con Ps. 12.857 millones por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. La variación positiva

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se debió principalmente a la mayor utilidad bruta del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 en comparación con el ejercicio anterior.

Efectivo aplicado a Actividades de Inversión

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019

El efectivo neto aplicado en las actividades de inversión en 2020 fue de Ps. 7.005 millones, en comparación con los Ps. 10.685 millones aplicados en 2019. La erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso en 2020 corresponde principalmente al pago por las inversiones en los parques eólicos Madryn II, Chubut Norte II, y Pomona I. En 2019, la erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso corresponde principalmente al pago por las inversiones en los parques eólicos Madryn II, Chubut Norte II y Pomona I y II.

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020

El efectivo neto generado por las actividades de inversión en 2021 fue de Ps. 1.493 millones, en comparación con los Ps. 7.005 millones aplicados en 2020. La generación de fondos en 2021 corresponde principalmente al neto entre la erogación de fondos en adquisiciones de bienes de uso, la constitucion y la venta de inversiones no consideradas efectivo y equivalentes. En 2020, corresponde principalmente al pago por las inversiones en los parques eólicos Madryn II, Chubut Norte II, y Pomona I.

Efectivo Generado por (aplicado a) Actividades de Financiación

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019

Los fondos netos aplicado a las actividades de financiación en el ejercicio 2020 totalizan $3.918 millones, en comparación con los $432 millones generados en el ejercicio 2019. Esta evolución se debe principalmente al desembolso de un préstamo corporativo con KfW US$ 26,7 millones y de la emisión de nuevas obligaciones negociables: la Clase XXVII por US$ 21,4 millones, la Clase XXVIII por US$ 13.2 millones, la Clase XXIX por US$ 12.8 millones y la Clase XXX por US$ 30.9 millones. Además, tuvieron lugar nuevos desembolsos de los Project Finance de las empresas Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A. y Genneia Vientos del Sudoeste S.A. Todo ello se vio compensado por la cancelación total de las obligaciones negociables Clase XVIII, XXI, XXIII y XXV y del préstamo otorgado por el Banco Macro S.A. por US$ 12,5 millones; por las recompras parciales de las obligaciones negociables Clase ON XVII y ON XVIII, del préstamo corporativo y de los Project Finance; y a la cancelación parcial de la deuda financiera que posee Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. y Genneia Desarrollos S.A. Cabe aclarar que las obligaciones negociables Clase XVIII fue canjeada parcialmente por la Clase XXVIII por US$ 1.8 millones y por la Clase XXIX por US$ 0.8 millones. La Clase XXI fue canjeada parcialmente por la Clase XXX por US$ 15.5 millones.

Los fondos netos generados por las actividades de financiación en el ejercicio 2019 totalizan $432 millones, que se debe principalmente al desembolso de los siguientes préstamos otorgados por: i) Banco Ciudad US$ 2 millones y US$ 7,5 millones, ii) Banco Provincia US$ 5,5 millones y US$ 2,9 millones y ARS 198 millones, iii) Banco Itaú S.A. US$ 3 millones, iv) Banco Macro S.A. US$ 22,5 millones, v) Banco Mariva S.A. US$ 1,2 millones y US$ 1 millón, vi) Sindicado por US$ 20 millones, y vii) Banco Chubut S.A. por US$ 2,5 millones. También se emitieron nuevas obligaciones negociables: i) ON Clase XXIII y XXV por un total de US$ 6,9 millones y ARS 441,2 millones, respectivamente Además tuvieron lugar nuevos desembolsos de los Project Finance de las empresas Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A. y Genneia Vientos del Sudoeste S.A. Todo ello se vio compensado por la cancelación de los préstamos otorgados por el Banco Ciudad por US$ 19 millones, Banco Chubut por US$ 2 millones, por el Banco Provincia por US$ 18 millones, por el Banco Itaú S.A. por US$ 20 millones, por el Banco ICBC US$ 10 millones, por el Banco Macro US$ 10 millones y por el Banco Mariva S.A. US$ 1.2 millones; y a la cancelación parcial de la deuda financiera que posee Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. y Genneia Desarrollos S.A.

Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2021 y 2020

Los fondos netos aplicados a las actividades de financiación en el ejercicio 2021 totalizan $2.903 millones, en comparación con los $3.918 millones aplicados en el ejercicio 2020. Esta variación refleja principalmente la cancelación total de las obligaciones negociables Clase ON XXVII, la contraprestación en efectivo por la Opción B del Canje de las Obligaciones Negociables Clase XX, la cancelación del préstamo sindicado, a la cancelación parcial del préstamo corporativo, de los Project Finance y de la deuda financiera que posee Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. y Genneia Desarrollos S.A. Por otro lado los orígenes de fondos de las actividades de financiación del ejercicio correspondieron a nuevos desembolsos del KfW préstamo corporativo de Genneia S.A., del Project Finance de la empresa Genneia Vientos del Sudoeste S.A. y de la emisión

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de nuevas obligaciones negociables: la Clase XXXII por US$ 48.9 millones, la Clase XXXIV por US$ 15.6 millones, la Clase XXXV por US$ 17.3 millones (canje Clase XXVIII por US$ 7.3 millones), y la Clase XXXVI por US$ 50 millones.

Los fondos netos aplicados por las actividades de financiación en el ejercicio 2020 totalizan AR$ 3.918, y se debe principalmente desendeudamiento realizado por la Sociedad durante el 2020, representado por la cancelación total de las obligaciones negociables Clase XVIII, XXI, XXIII y XXV y del préstamo otorgado por el Banco Macro S.A. por US$ 12,5 millones; por las recompras parciales de las obligaciones negociables Clase ON XVII y ON XVIII, del préstamo corporativo y de los Project Finance; y a la cancelación parcial de la deuda financiera que posee Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. y Genneia Desarrollos S.A. Cabe aclarar que las obligaciones negociables Clase XVIII fue canjeada parcialmente por la Clase XXVIII por US$ 1.8 millones y por la Clase XXIX por US$ 0.8 millones. La Clase XXI fue canjeada parcialmente por la Clase XXX por US$ 15.5 millones. Por otro lado los orígenes de fondos de las actividades de financiación del ejercicio correspondieron con el desembolso del préstamo corporativo con KfW por US$ 26,7 millones, y a la emisión de nuevas obligaciones negociables: la Clase XXVII por US$ 21,4 millones, la Clase XXVIII por US$ 13.2 millones, la Clase XXIX por US$ 12.8 millones y la Clase XXX por US$ 30.9 millones. Además, tuvieron lugar nuevos desembolsos de los Project Finance de las empresas Genneia Vientos Argentinos S.A., Genneia Vientos del Sur S.A. y Genneia Vientos del Sudoeste S.A.

Inversiones en Bienes de Capital

Las principales inversiones en bienes de capital de la Sociedad desde 2009 se han relacionado con el desarrollo de su unidad de negocios de generación eléctrica, en las centrales de generación térmica que comprende las centrales térmicas, los parques eólicos Rawson I, II & III, Madryn I & II, Villalonga I & II, Pomona I & II, Chubut Norte I y las plantas solares Ullum I, II & III con una capacidad combinada de 566 MW.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, nuestras inversiones de capital fueron de aproximadamente US$252,9 millones. Estas inversiones se vinculan principalmente con la construcción de nuevos proyectos de generación eólica.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, nuestras inversiones de capital fueron de aproximadamente US$23,5 millones. Estas inversiones se vinculan principalmente con la construcción de nuevos proyectos de generación eólica.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, nuestras inversiones de capital fueron de aproximadamente US$7,6 millones. Estas inversiones se vinculan principalmente con la construcción de nuevos proyectos de generación eólica.

Adicionalmente, se realizaron inversiones en bienes de capital mediante los negocios conjuntos relacionados con los parques eólicos Chubut Norte III, Chubut Norte IV y Necochea, con una capacidad combinada de 179 MW.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, las inversiones de capital de los negocios conjuntos fueron de aproximadamente US$ 126,1.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, las inversiones de capital de los negocios conjuntos fueron de aproximadamente US$ 113,5.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, las inversiones de capital de los negocios conjuntos fueron de aproximadamente US$ 22,2.

De acuerdo con nuestro plan de inversiones de capital, en vigencia a la fecha de este Prospecto, planeamos realizar inversiones de capital en 2022 por aproximadamente US$110 millones, los cuales se invertirán a en el desarrollo de nuestros proyectos de parques eólicos y/o solares.

Nuestras inversiones de capital en parques eólicos para 2022 incluirán: (i) US$ 60 millones destinados a la construcción del parque solar “Sierras de Ullum”, de una potencia total de 78 MW, a ser ubicado en la localidad de Ullum, Provincia de San Juan, con un inicio de operaciones estimado para Diciembre de 2022 (ii) US$ 30 millones destinados para la primera fase de construcción del parque eólico “La Elbita” de 103,5 MW, a ser ubicado en la ciudad de Tandil, Provincia de Buenos Aires, con un inicio de operaciones estimado para Enero de 2024 y (iii) US$ 20 millones destinados para la primera fase de construcción del parque solar “Tocota III”, de una potencia inicial de 60 MW, a ser ubicado en la localidad de Iglesia, en la Provincia de San Juan, con un inicio de operaciones estimado para Enero de 2024.

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Obligaciones Contractuales

En la siguiente tabla se detallan las principales obligaciones contractuales de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021, así como los vencimientos de dichas obligaciones:

Bonos locales Préstamos Intereses proyectados(1) Proveedores de turbinas eólicas Contratos de suministro solar(2) Contratos de EPC Servicios O&M Monto total de las obligaciones Contractuales	Pagos adeudados por período Menos de 1 año 1 a 3 años Más de 3 años Total
	(Ps.en millones) 13.221 28.176 22.565 63.962 5.440 7.383 15.674 28.497 33.039 21.677 8.977 63.693 279 - - 279 408 - - 408 8 - - 8 1.412 3.593 4.189 9.194
	53.807 60.829 51.405 166.041

(1) Los montos proyectados de intereses correspondientes a préstamos con una tasa variable, se calcularon teniendo en cuenta la tasa aplicable al 31 de diciembre 2021.

(2) Principalmente asociados al proyecto Sierras de Ullum con un presupuesto total de US$ 60 millones (Sección III del presente prospecto). Con posterioridad al 31 de diciembre 2021 la Sociedad ha contraído compromisos contractuales por un importe de US$ 56 enmarcados en el antes mencionado presupuesto.

Endeudamiento

El siguiente cuadro brinda un resumen de la deuda total de la Sociedad al 31 de diciembre de 2019, 2020 y 2021:

31 de diciembre de	31 de diciembre de	31 de diciembre de
190,7	92,1	203,0
504,7 186,3 61,1 3,0	557,3 217,7 41,4 2,9	489,0 187,8 — 2,6
755,1 819,3 945,8 911,4 31 de diciembre de

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—	—	1.024
11.419	7.753	20.848
30.229 11.155 3.658 179	46.895 18.317 3.487 243	50.231 19.290 — 269
45.221 56.640	68.942 76.695	69.790 90.638

FINANCIAMIENTOS

La estrategia financiera de la Compañía es mantener un nivel de apalancamiento razonable para la industria en la cual opera. La Compañía procura financiar sus inversiones mediante el flujo de caja generado por sus activos existentes, el aporte de sus accionistas, la emisión de obligaciones negociables y/o préstamos bancarios. Esta estrategia también incluye préstamos garantizados en subsidiarias sin recurso hacia Genneia S.A., modalidad conocida como “Project Finance”, con plazo de hasta 15 años a través de bancos de desarrollos, agencias de exportación y organismos multilaterales.

Obligaciones Negociables

Al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad tenía en circulación nueve clases de obligaciones negociables , cuatro de las cuales fueron emitidas bajo el Programa Global y cinco bajo el Programa de Emisor Frecuente de la Sociedad. En la siguiente tabla se resumen los principales términos y condiciones de las obligaciones negociables de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021:

	Capital en circulación al
	31 de diciembre de 2021	Tasa de
Obligaciones Negociables	(en millones de US$)	interés	Fecha de Emisión	Vencimiento
Clase XX(1)	US$ 91,9	8,75%	20/01/2017	20/01/2022
Clase XXVIII(2)	US$ 13,1	0,00%	28/08/2020	28/08/2022
Clase XXIX	US$ 12,8	2,00%	28/08/2020	28/08/2023
Clase XXX	US$ 30,9	12,00%	24/11/2020	24/11/2022
Clase XXXI	US$ 366,1	8,75%	2/09/2021	2/09/2027
Clase XXXII	US$ 48,9	3,50%	10/08/2021	10/08/2023
Clase XXXIV	US$ 15,6	6,00%	10/08/2021	10/08/2024
Clase XXXV	US$ 17,3	0%	23/12/2021	23/12/2024
Clase XXXVI	US$ 50,0	5,65%	23/12/2021	23/12/2031

(1) A la fecha de la presente publicación, las ONs Clase XX se encuentran canceladas en su totalidad.

(2) Las ONs Clase XXVII fueron aceptadas en canje por la ON XXXV emitida el 23 de diciembre de 2021. A la licitación se presentaron y aceptaron 7.300.00 VN de ON XXVIII.

Con fecha 20 de enero de 2017, la Sociedad llevó a cabo su primera emisión de Obligaciones Negociables en el mercado internacional bajo el Programa Global por un monto total de US$350.000.000, sin garantía, con vencimiento en un único pago a 5 años de plazo e intereses a una tasa equivalente al 8,75% anual, pagaderos en forma semestral (las “ ONs Clase XX ”).

El 30 de enero de 2018, la Compañía realizó la reapertura de las ONs Clase XX, por un monto adicional de US$150.000.000. El Precio de Emisión fue de 109% más intereses devengados a partir del 20 de enero de 2018, lo que implicaba un rendimiento del 5,967% anual, a la fecha de emisión.

La Sociedad mediante el suplemento de prospecto de fecha 2 de agosto de 2021, anunció la oferta de canje de (i) las obligaciones negociables clase XX y (ii) las obligaciones negociables privadas con vencimiento en 2022 emitidas con fecha 21 de diciembre de 2018 por un valor nominal de US$ 53.286.000; por las obligaciones negociables garantizadas clase XXXI denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses a una tasa de interés fija de 8,75% con vencimiento en 2027. Como parte de la Oferta de Canje, la Sociedad también solicitó a los tenedores de los títulos que manifiesten su consentimiento

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para la realización de ciertas modificaciones a los términos y condiciones de las obligaciones negociables clase XX y las obligaciones negociables privadas.

A la fecha de expiración de la Oferta de Canje, el Monto de las Obligaciones Negociables Clase XX presentadas al canje fue de US$ 408.076.000 (que representaban un 81,6152% del monto en circulación antes de la Fecha de Emisión y Liquidación), de las cuales un monto de US$ 16.000 fueron devueltas por cuestiones de redondeo.

El Monto de las Obligaciones Negociables Clase XX que optaron por la opción A fue de US$ 73.150.000 (que representan aproximadamente un 15% del monto en circulación antes de la Fecha de Emisión y Liquidación). El Monto de las Obligaciones Negociables Clase XX que optaron por la opción B fue de US$ 334.926.000 (que representan aproximadamente un 67% del monto en circulación antes de la Fecha de Emisión y Liquidación). Adicionalmente, el Monto de las Obligaciones Negociables Privadas presentadas al canje a la Fecha de Expiración fue de US$ 53.285.999 (que representan sustancialmente un 100,0000% del monto en circulación antes de la Fecha de Emisión y Liquidación). Todas las Obligaciones Negociables Privadas optaron por la Opción A.

El 2 de septiembre de 2021, cada tenedor recibió por cada US$ 1.000 de capital de las Obligaciones Negociables Existentes válidamente presentada y aceptada en la Oferta de Canje y Solicitud de Consentimiento, (i) US$ 1.015 de capital de Obligaciones Negociables Clase XXXI bajo la Opción A, y (ii) US$ 710 de capital de Obligaciones Negociables Clase XXXI y US$ 298 de Contraprestación por Canje Anticipado bajo la Opción B, en cada caso, más el correspondiente pago de los intereses devengados. El Valor Nominal en circulación de las Obligaciones Negociables Clase XX luego de la Fecha de Emisión y Liquidación asciende a US$ 91.940.000. Adicionalmente, La Compañía ha obtenido los Consentimientos requeridos.

Como consecuencia de los resultados de la Oferta de Canje, el 2 de septiembre de 2021 Genneia emitió las Obligaciones Negociables, clasificadas como Bonos Verdes, Clase XXXI por US$ 366.118.638 a una tasa de interés fija de 8,75% con vencimiento en 2027. Los intereses sobre las Obligaciones Negociables Clase XXXI serán pagados semestralmente cada 2 de marzo y cada 2 de septiembre, comenzando el 2 de marzo de 2022 y hasta la Fecha de Vencimiento, el 2 de septiembre de 2027. El capital de las Nuevas Obligaciones Negociables se amortizará en diez cuotas semestrales sustancialmente iguales cada 2 de marzo y cada 2 de septiembre, comenzando el 2 de marzo de 2023 y la última en la Fecha de Vencimiento el 2 de septiembre de 2027.

Con fecha 10 de agosto de 2021 se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXXII, clasificadas como Bonos Verdes (“dólar linked”), denominadas en Dólares pero integradas y pagaderas en pesos argentinos por US$ 49 millones, a un plazo de 24 meses, que devengan una tasa de interés fija del 3,5%. El capital de las obligaciones negociables Clase XXXII será pagadero íntegramente en la fecha de vencimiento. Adicionalmente, con fecha 10 de agosto de 2021 se emitieron las obligaciones negociables Clase XXXIV, clasificadas como Bonos Verdes, denominadas y pagaderas en Dólares Estadounidenses por US$ 15,6 millones, a un plazo de 36 meses, que devengan una tasa de interés del 6% anual. El capital correspondiente a las obligaciones negociables Clase XXXIV será pagadero en cuatro cuotas iguales a los 18, 24, 30 y 36 meses desde la fecha de emisión.

Con fecha 23 de diciembre de 2021 se emitieron las Obligaciones Negociables Clase XXXV, clasificadas como Bonos Verdes, (“dólar linked”) denominadas en Dólares pero integradas y pagaderas en pesos argentinos por US$ 17,3 millones, a un plazo de 36 meses, que no devengan intereses. El capital de las obligaciones negociables Clase XXXV será pagadero íntegramente en la fecha de vencimiento. Adicionalmente, con fecha 23 de diciembre de 2021, se emitieron las obligaciones negociables Clase XXXVI, clasificadas como Bonos Verdes, en Dólares pero integradas y pagaderas en pesos argentinos por US$ 50 millones, a un plazo de 120 meses, que devengan una tasa de interés del 5,65% anual. El capital correspondiente a las obligaciones negociables Clase XXXVI será pagadero en 12 cuotas semestrales sustancialmente iguales a partir del 23 de junio de 2026 y hasta la fecha de vencimiento.

Calificación de riesgo de las Obligaciones Negociables

FIX SCR S.A. AGENTE DE CALIFICACION DE RIESGO “Afiliada de Fitch Ratings” (de aquí en adelante “FIX SCR”), califica a las obligaciones negociables emitidas por la Compañía en “A-(arg)” a escala nacional, con perspectiva “Estable”.

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En su último reporte publicado el 16 de diciembre de 2021, FIX SCR considera las calificaciones de la Emisora en “A+(arg)” a escala nacional con perspectiva “Estable”. Para más información, el reporte se encuentra disponible en https://www.fixscr.com/emisor/view?type=emisor&id=401.

Moody’s Local AR Agente de Calificación de Riesgo S.A (de aquí en adelante “Moody’s Local”), califica a las obligaciones negociables emitidas por la Compañía en “A+” en moneda local y en “A” en moneda extranjera, ambas a escala nacional y con perspectiva “Positiva”. Para más información, el reporte se encuentra disponible en https://www.moodyslocal.com/country/ar/ratings/corp

Por su parte, las agencias Moody’s y Fitch Ratings califican a las obligaciones negociables emitidas por la Compañía en "Caa3" (perspectiva estable) y "CCC" a escala global, respectivamente.

En abril de 2020, la agencia Moody’s realizó una baja en las calificaciones de la deuda soberana. Consecuentemente, la calificación a escala global de Genneia se mantuvo en “Caa3”, luego de la reducción de calificación de “Caa2” a “Caa3” por parte de Moody’s. Tanto Moody’s como Fitch Ratings consideran que los principales factores que pueden reducir la calificación crediticia a escala global de Genneia son: i) una baja adicional en la calificación global del soberano o evidencia de un cambio significativo en las políticas o las regulaciones para el sector eléctrico, ii) un deterioro significativo en los pagos de CAMMESA, iii) generación eólica significativamente por debajo de las expectativas durante un período prolongado, y/o iv) una demora significativa o cancelación en los proyectos de expansión que resulten en penalidades. Para más información, visitar https://www.moodys.com/credit-ratings/Genneia-SA-credit-rating-821017780 y https://www.fitchratings.com/entity/genneia-sa-87558774

Otras Deudas Bancarias y Financieras

El siguiente cuadro resume los principales términos y condiciones de las deudas bancarias y financieras de la Sociedad al 31 de diciembre de 2021:

Préstamos KfW préstamo corporativo Fideicomiso Financiero Loma Blanca Serie I(1) Préstamo GEDESA US$ Préstamo GEDESA ARS(2) Préstamo GEDESA UVA(3) Project Finance – Pomona I Genneia Vientos del Sudoeste S.A. Project Finance – Villalonga I Genneia Vientos Argentinos S.A. Project Finance – Chubut Norte I Genneia Vientos del Sur S.A. Otras Deudas	Capital pendiente al 31 de diciembre de 2021 (en millones de US$) 17,8 17,9 6,9 5,5 4,2 107 64,6 41,6 6,7	Tasa de interés Libor + 1,5% Libor + 8,2% Libor + 7,25% Libor + 8,75% 7,5% 4,7% 7,2%(4) 7,2%(4) 8,75%	Fecha de emisión Julio 2019 Diciembre 2011 Noviembre 2020 Noviembre 2020 Noviembre 2020 Junio 2018 Junio 2018 Junio 2018 Septiembre 2021	Vencimiento
				Agosto 2023 / Marzo 2024 Octubre 2022 Noviembre 2023 Noviembre 2023 Noviembre 2023 Junio 2034 Junio 2033 Junio 2033 Enero 2022

(1) Con fecha 16 de febrero de 2022 las Obligaciones Negociables Privadas en circulación emitidas bajo el Fideicomiso Financiero Loma Blanca Serie I fueron recompradas en su totalidad.

(2) Con fecha 17 de enero de 2022 el préstamo fue pre cancelado en su totalidad.

(3) Con fecha 16 de febrero de 2022 el préstamo fue pre cancelado en su totalidad.

(4) 75% de la deuda pendiente de pago tiene un interés promedio de 7,2%. El 25% del préstamo restante tiene una tasa de interés aplicable de LIBOR + 1,2%

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Obligaciones Negociables Privadas

El 21 de diciembre de 2018, la Compañía emitió obligaciones negociables simples no convertibles en acciones y no garantizadas, por un valor nominal de US$ 50.000.000 con vencimiento el 22 de enero de 2022, de conformidad con las resoluciones de la Asamblea de accionistas de fecha 9 de octubre de 2018 y 3 de diciembre de 2018. Las Obligaciones Negociables fueron colocadas en forma privada y suscritas por ciertos accionistas de la Compañía. El destino de los fondos de la emisión de las Obligaciones Negociables se destinará a inversiones productivas de la Compañía y/o sus subsidiarias y/o a la cancelación y/o pre-cancelación de la deuda a corto plazo de la Compañía. Con fecha 21 de junio de 2019 la Compañía emitió US$ 3.286.000 de obligaciones negociables adicionales, las cuales fueron entregadas a los accionistas de la Compañía tenedores de las obligaciones negociables, en pago de los intereses pagaderos en dicha fecha. Con fecha 18 de diciembre de 2019 la Sociedad y los tenedores de las Obligaciones Negociables XXII acordaron extender el período de devengamiento y pago de intereses y comisiones de las Obligaciones Negociables hasta el 22 de enero de 2022.

Con fecha 15 de septiembre de 2020, Sofeet International LLC celebró un acuerdo de compraventa por un valor nominal de US$ 22.956.873 de Obligaciones Negociables Simples XXII.

A la fecha de expiración de la Oferta de Canje, el monto de las Obligaciones Negociables Privadas presentadas al canje a la Fecha de Expiración fue de US$ 53.285.999 (que representan sustancialmente un 100,0000% del monto en circulación antes de la Fecha de Emisión y Liquidación).

KfW préstamo corporativo

El 23 de julio de 2019, Genneia S.A. firmó un préstamo corporativo de US$ 31 millones con KfW para la construcción de los parques eólicos Pomona II (12 MW) y Chubut Norte II (26 MW). El financiamiento implica un préstamo garantizado de 4 años otorgado por KfW. El préstamo otorgado por KfW está garantizado por la Agencia Alemana de Crédito a la Exportación Euler Hermes. El 28 de enero de 2020 se firmó una adenda al contrato de préstamo precedentemente a efectos de hacer ciertos ajustes con motivo de las restricciones cambiarias. El 18 de febrero de 2020 se concretaron los primeros desembolsos, totalizando al 31 de diciembre de 2021 US$ 29,1 millones.

El capital adeudado en virtud de lo desembolsado al 31 de diciembre de 2021 es de US$ 17,8 millones.

Fideicomiso financiero Loma Blanca Serie I

A fin de obtener el financiamiento necesario para el proyecto de Parque Eólico Loma Blanca, en diciembre de 2011 ICERSA decidió:

(i) la emisión de obligaciones negociables (en adelante “ON”), las cuales han sido suscriptas en su totalidad por los fiduciantes (Isolux Corsán Argentina S.A. e Isolux Ingeniería S.A.);

(ii) la constitución del fideicomiso financiero denominado “Loma Blanca Serie I” bajo el cual se emitieron valores fiduciarios con oferta pública por un monto de US$ 103.000.000, cuyo activo fideicomitido es conformado por las obligaciones negociables, cuyos derechos de cobro le son cedidos al fideicomiso por los fiduciantes.

El detalle de los valores fiduciantes es el siguiente:

(a) Valores de Deuda de Clase A por un valor nominal en Pesos equivalente a US$ 29.890.000 ("VDA"); y

(b) Valores de deuda clase B por un valor nominal de US$ 73.110.000. ("VDB")

Al 31 de diciembre de 2021 y 2020, los VDA están totalmente cancelados. Los VDB, devengan intereses a una tasa de referencia nominal (LIBOR a 30 días) más un margen del 8% nominal por año. Los VDRB y sus intereses se pagan mensualmente. La fecha límite para pagos es el 31 de diciembre de 2026.

El 22 de diciembre de 2011, Parque Eólico Loma Blanca IV SA y los Fiduciantes suscribieron un contrato de suscripción con el Banco de la Nación Argentina, en el que el banco acepta las condiciones establecidas en el mismo, para suscribir e integrar los VDB que no están suscritos por terceros al final del Período de Suscripción, hasta un valor nominal equivalente a US$ 73.110.000. Como consecuencia del cambio de los accionistas, los nuevos accionistas de la Compañía asumieron la posición contractual de los vendedores según el acuerdo de compra de acciones y el artículo 11 (ix) del Contrato de Fideicomiso con el fin de implementar el cambio de accionista, reemplazando a Grupo Isolux Corsan SA por Sideli SA, y luego Genneia SA.

Al 31 de diciembre de 2021, el pasivo relacionado con VDB ascendía a US$ 16,9, siendo 16,2 clasificados como corrientes y US$ 0,7 como no corrientes.

Con fecha 16 de febrero de 2022, los VDB fueron recomprados en su totalidad por la sociedad Loma Blanca IV, motivo por

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el cual a la fecha de la presente publicación el pasivo relacionado con VDB es de US$ 0.

Préstamo GEDESA

El 22 de noviembre de 2017, GEDESA celebró un contrato de préstamo por un monto de US$ 45.000.000 con el Banco Industrial y Comercial de China (Argentina) Sucursal SA Dubai ("ICBC Dubai"), Sucursal Banco Itaú Unibanco SA Nassau ("Itaú Nassau"), Banco Hipotecario SA ("BH") y Banco de Crédito y Securitización SA ("BACS"), para uso general, incluyendo, pero no limitando al pago de deuda. El capital se pagará en 12 cuotas trimestrales y consecutivas. La primera correspondiente al 22 de febrero de 2018 y la última, el 22 de noviembre de 2020. La tasa de interés de financiamiento equivale a una tasa Libor más un 5,5%, que se pagará trimestralmente. El préstamo ha sido otorgado a la GEDESA sin garantías.

Sin perjuicio de que la intención de GEDESA al momento de celebrar el contrato de préstamo era refinanciar la última cuota de amortización, el 13 de noviembre de 2020, y en cumplimiento de lo requerido por las normas emitidas por el Banco Central de la República Argentina detalladas en la Nota 15, GEDESA celebró un acuerdo con las entidades prestatarias para la financiación de la última cuota del préstamo con vencimiento el 22 de noviembre de 2020, en las siguientes condiciones:

El 60% de la deuda con ICBC Dubai e Itau Nassau, por un total de US$ 8.634.600, fue refinanciado acordando un nuevo esquema de vencimientos y tasa. El capital se pagará en Dólares en 12 cuotas trimestrales y consecutivas. La primera correspondiente al 16 de febrero de 2021 y la última, el 16 de noviembre de 2023. La tasa de interés de financiamiento equivale a una tasa Libor 3M más un 7,25%, que se pagará trimestralmente.
El 40% restante de la deuda con ICBC Dubai e Itaú Nassau y el 40% de la deuda con BH y BACS, por un total de US$ 8.634.600, fue cancelado con fondos obtenidos mediante una nueva financiación con BH, ICBC Argentina, Itau Argentina y BACS por un importe de AR$ 720 millones con un plazo de amortización de 36 meses finalizando en noviembre de 2023. Dicho financiamiento fue pre cancelado en su totalidad con fecha 17 de enero de 2022.
El 60% restante de la deuda con BH y BACS, por un total de US$ 4.3 millones, fue cancelado con fondos obtenidos mediante una nueva financiación con BH y BACS denominada en Unidades de Valor Adquisitivo (UVA) un instrumento ajustable en función del índice del Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”) publicado por el BCRA. El capital, equivalente a 5.7 millones de UVA será amortizado en 12 cuotas trimestrales en pesos y consecutivas finalizando en noviembre de 2023. Dicho financiamiento fue pre cancelado en su totalidad con fecha 16 de febrero de 2022.

Financiamiento del Proyecto Pomona I

El 8 de junio de 2018, Genneia Vientos del Sudoeste S.A. (“GVSO”), subsidiaria totalmente controlada por la Sociedad, celebró contratos de financiamiento para el parque eólico de Pomona I. Este acuerdo de financiamiento comprende hasta US$ 142 millones que se utilizaron para hacer frente a los costos de construcción y puesta en marcha del proyecto.

Los acuerdos de financiamiento incluyen un préstamo garantizado sin recurso a 16 años otorgado por Kreditanstalt FürWiederaufbau, Kfw Ipex-Bank Gmbh (KfW) y préstamo sin garantía ni recurso a la Sociedad por 15 años otorgado por DEG - Deutsche Investitionsk - Und Entwicklungsgesellschaft Mbh (DEG). El préstamo de KfW está garantizado por la Agencia de Crédito a la Exportación de Alemania Euler Hermes, a través de un acuerdo integral de crédito comercial y político para la exportación.

Los acuerdos de financiamiento contienen cláusulas que limitan la habilidad de GVSO de pagar dividendos y prevén el otorgamiento de diversas garantías en favor de los acreedores, entre las que se encuentran la cesión de los derechos reales de usufructo sobre los inmuebles donde se instalará el Proyecto, cesiones directas, fiduciarias o en garantía, totales o parciales, de ciertos derechos de GVSO, incluyendo los derechos de cobro bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable celebrado con CAMMESA, seguros y otros documentos relacionados con el Parque; prenda sobre acciones representativas del 100% del capital social de GVSO, garantías sobre cuentas bancarias y prenda sobre los activos principales de GVSO.

Al 31 de diciembre de 2021, GVSO totaliza desembolsos por US$ 118,5 millones. El capital adeudado en virtud de lo desembolsado al 31 de diciembre de 2021 es de US$ 107 millones.

Financiamiento del Proyecto Villalonga I y Chubut Norte I

El 19 de junio de 2018, Genneia Vientos Argentinos S.A. (“GVA”) y Genneia Vientos del Sur S.A. (“GVS”), subsidiarias

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totalmente controladas por la Sociedad, celebraron contratos de financiamiento para los parques eólicos Villalonga y Chubut Norte I por hasta US$ 130,7 millones que se utilizarán para hacer frente a los costos de construcción y puesta en marcha de dichos proyectos.

Los acuerdos de financiamiento incluyen tramos garantizados y tramos no garantizados. La Agencia de Crédito de Exportación de Dinamarca (EKF) otorga directamente un primer Tramo, y Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) otorga el segundo Tramo. El Tramo otorgado por SMBC está garantizado por EKF a través de un acuerdo de garantía de crédito de exportación comercial y político integral.

Adicionalmente, el financiamiento incluye dos tramos no garantizados. Un préstamo a 15 años no garantizado y sin recurso otorgado por la Corporación Andina de Fomento (CAF) y un préstamo a 15 años no garantizado y sin recurso otorgado por Nederlandse Financierings-Maatschappij Voor Ontwikkelingslanden NV (FMO). Los fondos de desembolso están sujetos a la satisfacción de ciertas condiciones precedentes acordadas.

Los acuerdos de financiamiento contienen cláusulas que limitan la habilidad de GVA y GVS de pagar dividendos y prevén el otorgamiento de diversas garantías en favor de los acreedores, entre las que se encuentran hipotecas sobre los inmuebles donde se instalarán los Proyectos, cesiones directas, fiduciarias o en garantía, totales o parciales, de ciertos derechos de GVA y GVS, incluyendo los derechos de cobro bajo los Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable celebrados con CAMMESA, seguros y otros documentos relacionados con los Parques; prenda sobre acciones representativas del 100% del capital social de GVA y GVS, garantías sobre cuentas bancarias y prenda sobre los activos principales del Proyecto.

El 7 de abril de 2020, Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A. acordaron una reducción en US$ 8,5 millones del financiamiento descripto en la Nota 9.2.12 a los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2019. En consecuencia, el financiamiento total comprometido para la construcción de los parques eólicos de Villalonga I y Chubut Norte I totaliza US$ 122,2 millones. Los motivos de dicha reducción se relacionaron principalmente a que el destino de fondos prestablecido para este préstamo se asociaba a los costos de la construcción de los proyectos, que finalmente entraron en operación con sustanciales ahorros obtenidos en dichos costos. La reducción de este préstamo no afectó el plan original de financiamiento de los costos de construcción y puesta en marcha de los proyectos, dado que los mismos ya se encontraban operativos a esa fecha.

Al 31 de diciembre de 2021, GVA y GVS totalizan desembolsos por US$ 122,2 millones. El capital adeudado en virtud de lo desembolsado al 31 de diciembre de 2021 es de US$ 106,2 millones.

Financiamiento del Proyecto Chubut Norte III y Chubut Norte IV

El 15 de julio de 2019, Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. (antes, “Genneia Vientos Patagónicos S.A.”) y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. (antes, “Genneia Vientos Sudamericanos S.A.”), celebraron acuerdos de financiamiento con KfW, sin recurso contra nosotros, para la construcción y operación comercial de los parques eólicos "Chubut Norte III" y "Chubut Norte IV", por un monto total de US$131,0 millones, combinando un préstamo por el plazo de construcción más 15 años que será proporcionado por KfW y garantizado por la Agencia de Crédito a la Exportación alemana Euler Hermes a través de un contrato de seguro de crédito global (que proporciona el 95% de la cobertura).

El 16 de julio de 2019, nosotros y nuestra subsidiaria MyC Energía S.A. acordamos transferir a Pan American Fueguina S.A., una subsidiaria de Pan American Energy SL, una participación del 49% en Genneia Vientos Patagónicos S.A. y Genneia Vientos Sudamericanos S.A. para el desarrollo conjunto de los dos proyectos de generación de energía eólica en las cercanías de la ciudad de Puerto Madryn, Provincia de Chubut (Chubut Norte III y IV). La transferencia de las acciones se consumó el 26 de agosto de 2019.

En diciembre de 2019, KfW, como prestamista, realizó el primer desembolso en virtud de los acuerdos de financiación. Los desembolsos posteriores en el marco de este mecanismo se produjeron a medida que se certificaban los hitos del proyecto.

Al 31 de diciembre de 2021, Vientos Patagónicos Chubut Norte III S.A. y Vientos Sudamericanos Chubut Norte IV S.A. totalizan desembolsos por US$ 130,0 millones. El capital adeudado en virtud de lo desembolsado es de US$ 121,1 millones.

Financiamiento del Proyecto Necochea

El 2 de agosto de 2019, Vientos de Necochea S.A., nuestra subsidiaria bajo control conjunto con Centrales de la Costa

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Atlántica S.A., celebró contratos de financiamiento, sin recurso contra nosotros, para la construcción y operación comercial del parque eólico "Necochea" con Nederlandse Financierings-Maatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. ("FMO") por un monto principal agregado de US$51,0 millones, combinando un préstamo por el plazo de construcción más 15 años que será provisto por FMO y garantizado por la Agencia de Crédito a la Exportación de EKF Dinamarca a través de un contrato de seguro de crédito integral.

El 16 de octubre de 2020, la Sociedad acordó la reducción del préstamo otorgado por FMO - Nederlandse FinancieringsMaatschappij voor Ontwikkelingslanden N.V. En consecuencia, el financiamiento total comprometido para la construcción del parque eólico Necochea se redujo en US$ 6,73 millones y por lo tanto el monto máximo a recibir en relación con el mismo alcanza los US$ 44,27 millones.

A la fecha del presente Prospecto Vientos de Necochea S.A. totaliza desembolsos por US$ 44,3 millones. El total del capital cancelado a la fecha es de US$ 3,0 millones y un saldo remanente de US$ 41,3 millones.

Contratos de Leasing

Al 31 de diciembre de 2021, la Sociedad tenía Ps.300 millones (US$2,9 millones) de deuda pendiente bajo arrendamientos financieros correspondientes al usufructo de los terrenos correspondientes a las subsidiarias Genneia Vientos del Sudoeste S.A., Genneia La Florida S.A. y Parque Eólico Loma Blanca IV.

Seguros de Caución

De acuerdo con los términos de los PPA de la Sociedad, la Sociedad debe contratar y mantener vigentes cauciones para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones asumidas bajo los PPA, durante el plazo de vigencia de cada contrato. La Sociedad ha contratado y mantenido las siguientes cauciones con aseguradoras de renombre, tales como Gestión Compañía Argentina de Seguros S.A., Mapfre Argentina S.A., Aseguradora de Cauciones SA y Testimonio Compañía de Seguros SA.

Para el parque de biomasa La Florida, la sociedad Genneia La Florida S.A. mantiene cauciones por cumplimiento de contrato en favor de CAMMESA por US$ 6,2 millones.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021, la Sociedad pagó un monto total de aproximadamente US$ 113.888 en primas relacionadas con las cauciones antes mencionadas.

La Sociedad no contabiliza sus garantías de cumplimiento como pasivos en sus estados financieros a menos que se realicen giros bajo dichas garantías en caso de incumplimiento de la Sociedad bajo los PPA asociados o debido a su resolución. A la fecha del presente prospecto, la Sociedad mantiene contratados seguros de caución con compañías aseguradoras por una cobertura total de aproximadamente US$ 6,2 millones.

Información Cuantitativa y Cualitativa sobre Riesgos de Mercado

Los negocios de la Sociedad enfrentan (i) riesgos de mercado, entre ellos riesgo de moneda extranjera, riesgo de tasa de interés y riesgo de precio; (ii) riesgo de crédito; y (iii) riesgo de liquidez. La Sociedad no realiza operaciones especulativas con instrumentos financieros.

Gestión de riesgo de tasa de interés . Al 31 de diciembre de 2021, el 73% de las obligaciones de deuda consolidada de la Sociedad estaban emitidas a una tasa de interés fija, mientras que las 27% restantes se emitieron a tasas de interés variables, mayormente BADLAR y LIBOR. Al 31 de diciembre de 2021, si las tasas de interés del mercado BADLAR por préstamos en pesos argentinos y LIBOR por préstamos en Dólares Estadounidenses hubieran sido de 500 puntos básicos y 50 puntos básicos respectivamente mayor que las reales para la Sociedad, el gasto neto por intereses por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2021 se habría incrementado en aproximadamente Ps. 15 millones. La Sociedad no realiza operaciones de cobertura contra riesgos de tasa de interés.

Gestión de riesgo de moneda . Al 31 de diciembre de 2021, el pasivo consolidado de la Sociedad denominado en Dólares Estadounidenses ascendía a US$ 862,7 millones. Como la moneda funcional de la Sociedad es el dólar, se estima que una variación en el tipo de cambio del peso frente al dólar estadounidense no habría resultado en una variación en la deuda consolidada de la Sociedad denominada en Dólares Estadounidenses al 31 de diciembre de 2021. Asimismo, gran parte de los costos operativos de la Sociedad estaba denominada en Dólares Estadounidenses. Sin embargo, los negocios de la Sociedad cuentan con una cobertura natural a largo plazo dado que sustancialmente todos los ingresos de la Sociedad están

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denominados en la misma moneda, lo que le ha permitido a la Sociedad emplear el dólar estadounidense como moneda funcional con fines contables.

Gestión de riesgo de crédito . El riesgo de crédito representa el riesgo de incumplimiento de las obligaciones de los deudores de la Sociedad, generando pérdidas para la misma. Sustancialmente todas las ventas por generación de energía eléctrica de fuentes convencionales y renovables son realizadas con empresas en las que el estado argentino tiene una participación. El estado argentino tiene facultades considerables para forzar la renegociación de los términos contractuales con sus contrapartes. La renegociación forzada y las demoras o incumplimientos en los pagos por parte de los organismos del sector público pueden tener un efecto adverso significativo sobre los resultados de las operaciones de la Sociedad. La gerencia de la Sociedad evalúa periódicamente la recuperabilidad de las cuentas a cobrar en base a su antigüedad, la capacidad de pago de la contraparte, la naturaleza del cliente, la garantía recibida, los derechos legales, entre otros, y estima el valor recuperable de dichas cuentas a cobrar.

Gestión de riesgo de liquidez . El riesgo de liquidez consiste en el riesgo de descalce entre los requerimientos de fondos (relacionados con gastos operativos y financieros, inversiones, vencimientos de deuda y dividendos) y las fuentes de financiación (resultado neto, desinversiones y capacidad de nueva financiación). La Sociedad gestiona el riesgo de liquidez manteniendo reservas de fondos adecuadas, y facilidades bancarias, supervisando continuamente las proyecciones y flujos de fondos reales, y calzando los perfiles de vencimiento de los activos y pasivos financieros.

Investigación, Desarrollo, Innovación, Patentes, Licencias.

Con el objetivo de generar soluciones sustentables, creativas e inteligentes en el sector energético, la Sociedad 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 Sociedad 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 Sociedad 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:

31/12/2019 31/12/2020 31/12/2021 Ps.16.784.229,00 Ps.17.212.521,00 Ps.29.848.191,00

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X. DESTINO DE FONDOS

Los fondos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el régimen de emisor frecuente serán destinados a cualquiera de los destinos contemplados en el artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, para uno o más de los siguientes propósitos: (i) realizar inversiones en activos físicos y bienes de capital en el país, (ii) para la adquisición de fondos de comercio situados en el país, (iii) para la integración de capital de trabajo, (iv) para refinanciar pasivos, en el vencimiento original o con anterioridad, (v) para el financiamiento de aportes de capital a sociedades controladas o vinculadas, (vi) para la adquisición de participaciones sociales, y/o (vii) para el financiamiento del giro comercial del negocio de la Emisora; en todos los casos cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados, 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 Emisora 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, incluyendo sin limitación, la posibilidad de destinar el producido neto de la emisión conforme los lineamientos para la emisión de valores negociables sociales, verdes y sustentables conforme el criterio que a tal efecto establezca la CNV o cualquier organismo al que la CNV haga referencia como, por ejemplo ICMA ( International Capital Markets Association ). El destino específico de los fondos obtenidos de la oferta y venta de cada Serie o Clase de Obligaciones Negociables se indicará en el Suplemento de Prospecto correspondiente. La Emisora recibirá solamente parte de los fondos obtenidos de la colocación de las obligaciones negociables, sin perjuicio de lo cual será responsable solidariamente con la Emisora por el monto total efectivamente colocado.

Asimismo, la Emisora podrá destinar el producido neto proveniente de la emisión de cada Serie o Clase de Obligaciones Negociables, en cumplimiento del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y en virtud de los lineamientos establecidos en el art. 4.5 del Anexo III - Capítulo I - Título VI de las Normas de la CNV, para financiar o refinanciar proyectos o actividades con fines verdes (“ Proyectos Verdes Elegibles ”) y/o sociales (“ Proyectos Sociales Elegibles ”) y/o sustentable (“ Proyectos Sustentables Elegibles ”) (y sus gastos relacionados, tales como investigación y desarrollo), según se detallará oportunamente en el Suplemento de Prospecto correspondiente (conjuntamente, los “ Proyectos Elegibles ”).

Definiciones

Bonos Verdes: son definidos como cualquier tipo de bono donde los recursos serán exclusivamente destinados para financiar, o refinanciar, ya sea en parte o totalmente, proyectos nuevos o existentes que sean elegibles como ‘proyectos verdes’. Los componentes principales son el uso de los fondos, la selección de proyectos, la administración de los fondos y la presentación de informes. Los fondos de la emisión se destinan exclusivamente a financiar actividades con beneficios ambientales, pudiendo incluir activos intangibles. Estos instrumentos contemplan beneficios ambientales como la mitigación y/o adaptación al cambio climático, la conservación de la biodiversidad, la conservación de recursos nacionales, o el control de la contaminación del aire, del agua y del suelo. Los bonos verdes también pueden tener beneficios sociales.
Bonos Sociales: son definidos como bonos cuyos recursos serán exclusivamente utilizados para financiar o refinanciar, en parte o en su totalidad, proyectos sociales elegibles, ya sea nuevos o existentes y que estén alineados con los cuatro componentes principales de los SBP ( social bonds principles ). Los proyectos sociales tienen como objeto abordar o mitigar un determinado problema social y/o conseguir resultados sociales positivos especial, pero no exclusivamente, para un determinado grupo de la población. Los bonos sociales también pueden tener beneficios ambientales.
Bonos sustentables: son aquellos que financian una combinación de proyectos ambientales y sociales.

Proyectos Elegibles

Selección de Proyecto

Los Proyectos Elegibles estarán alineados con los Principios de Bonos Verdes de 2018 (GBP, por sus siglas en inglés) Principios de Bonos Sociales (SBP, por sus siglas en inglés), Guía para bonos sustentables (SBG, por sus siglas en inglés) y los principios de bonos vinculados a la sostenibilidad (SLBP, por sus siglas en inglés), todos publicados por ICMA ( International Capital Market Association ) y los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de CNV.

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El Comité de Finanzas Sustentables, compuesto por representantes de las áreas de Sustentabilidad, Desarrollo y Finanzas de Genneia, será responsable de la evaluación y selección anual de los Proyectos Elegibles que respalden la eventual emisión de Obligaciones Negociables, con el fin de definirlos, alinearlos a las disposiciones mencionadas en el párrafo anterior, y monitorearlos. El Comité de Finanzas Sustentables reporta directamente al CFO.

Gestión de los Fondos

Dado que los Proyectos Elegibles serán desarrollados por la Emisora, las aplicaciones de los fondos serán trazables y monitoreables en los estados financieros de la misma.

Mientras se encuentre pendiente su aplicación, los fondos podrán invertirse en instrumentos financieros líquidos de alta calidad y en otras inversiones de corto plazo.

Presentación de Informes y Reportes

La Emisora se compromete a enviar al mercado correspondiente -para su difusión- un reporte (el “Reporte”) que contemple información actualizada sobre el uso de los fondos provenientes de sus emisiones, en la que se indiquen el uso de los fondos (agregando una breve descripción de los Proyectos Elegibles), los montos asignados durante el período que abarque dicho informe y, en su caso, las inversiones temporales de los recursos no asignados a dicha fecha. El Reporte incluirá los beneficios ambientales logrados por los Proyectos Elegibles, conforme los Principios de ICMA ( International Capital Market Association ) y los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de CNV (N.T. 2013 y mod.)

Revisión externa independiente

A los efectos de validar las credenciales verdes de las potenciales Clases o Series de Obligaciones Negociables, de conformidad con los lineamientos del Anexo III, Capítulo I, Título VI de las Normas de la CNV, la Emisora contratará a un revisor independiente, quien contará con experiencia en finanzas y sustentabilidad y asimismo, se encargará de realizar un informe indicando su opinión respecto a la categoría verde, social o sustentable del valor negociable elegido para canalizar los Proyectos Elegibles y comprobará que los fondos percibidos por la emisión de las Obligaciones Negociables sean aplicados a los destinos descriptos en el Suplemento de Prospecto correspondiente.

Información adicional

El financiamiento obtenido será exclusivamente asignado a actividades o proyectos que califiquen como sociales, verdes o sustentables, que podrán o no estar garantizados por instituciones dedicadas exclusivamente a evaluar la transparencia de este tipo de proyectos, según se detallará en el respectivo Suplemento. Podrá asignarse o no una calificación de riesgo a dichas obligaciones negociables.

La Sociedad adoptará prácticas internacionales a fin de obtener una mayor armonización con los mercados en forma global.

Para que las obligaciones negociables sean calificadas como “Bonos Verdes”, “Bonos Sociales”, “Bonos Sustentables” o “Bonos vinculados a la sostenibilidad” conforme los principios de ICMA y los lineamientos de CNV deberán ser expresamente encuadrados de tal manera por los mercados en que se solicite autorización para la cotización y negociación, no pudiendo hacer uso de estos calificativos si no cumplen los lineamientos especificados en la normativa aludida.

Asimismo, se deja constancia de que la Sociedad también podrá emitir Obligaciones Negociables bajo el régimen de emisor frecuente, conforme otros lineamientos y/o parámetros publicados por (i) otros organismos nacionales o internacionales, tales como la ONU (Organización de las Naciones Unidas) ( the Ten Principles of the UN Global Compact ), OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos) ( OECD Principles of Corporate Governance ), la OIT (Organización Internacional del Trabajo) ( ILO Principles ); o bien (ii) entidades que asignen calificaciones conforme el grado de cumplimiento con ciertos parámetros. En tales casos, la adecuación de las Obligaciones Negociables emitidas por la Sociedad bajo el presente régimen de emisor frecuente a dichos lineamientos, parámetros y/o calificaciones será oportuna y debidamente informada en el respectivo Suplemento. La CNV no ha emitido juicio sobre carácter Social, Verde y/o Sustentable o el grado de adecuación a los parámetros mencionados que puedan tener las potenciales emisiones de la Emisora bajo el Régimen de Emisor Frecuente.

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XI. INFORMACIÓN ADICIONAL.

a) Instrumento constitutivo y Estatutos.

Descripción del Capital Social

La Emisora es una sociedad anónima constituida en noviembre de 1991 conforme a las leyes de Argentina, con una duración de 99 años e inscripta ante la IGJ en el Libro N°110, Volumen “A”, con el N°9623, de Sociedades Anónimas.

Todas las acciones en circulación de la Emisora se encuentran totalmente integradas a la fecha de este prospecto. El capital emitido de la Emisora ha aumentado durante los dos años objeto de examen.

La asamblea de accionistas de la Emisora, celebrada el 9 de diciembre de 2015, aprobó un aumento de capital de US$50 millones. Asimismo, la asamblea de accionistas de la Emisora, celebrada el 6 de enero de 2017, aprobó un aumento de capital de US$50 millones, que fue debidamente suscripto e integrado el 31 de marzo de 2017.

La asamblea de accionistas de la Emisora celebrada el 20 de septiembre de 2017 aprobó un aumento de capital de US$70 millones. Se suscribió e integró el monto de US$50 millones el 28 de septiembre de 2017, excepto en el caso de LAIG Eolia S.A., que integró totalmente su aporte el 26 de octubre de 2017. La decisión de emitir o no las acciones representativas del monto restante, correspondientes a de US$20 millones, se delegó al directorio de la Emisora. La integración de dichas acciones se efectuó el 28 de marzo del 2018.

Derechos de Voto

Las acciones Clase A y Clase B de la Emisora tienen los mismos derechos de voto sujeto a los términos del Acuerdo de Accionistas.

Conforme a la Ley General de Sociedades, un accionista debe abstenerse en la votación de cualquier resolución en la que los intereses directos o indirectos de la Emisora estén en conflicto o difieran con los de la Emisora. Si tal accionista votara en dicha resolución, y la resolución en cuestión no hubiera sido aprobada sin el voto del accionista, la resolución podría ser declarada nula por un tribunal y el accionista podría ser responsable por daños y perjuicios frente a la Emisora, otros accionistas y terceros. La Ley General de Sociedades permite el voto acumulativo para elegir hasta un tercio de los puestos vacantes del directorio. Los restantes puestos son elegidos mediante una pluralidad de votos.

En virtud del artículo 244 de la Ley General de Sociedades, todas las asambleas de accionistas, ya sea convocadas en primera o segunda convocatoria, requieren el voto afirmativo de la mayoría de las acciones con derecho a voto para aprobar las siguientes decisiones: liquidación voluntaria anticipada de la sociedad, transferencia del domicilio de la Emisora al exterior de Argentina, un cambio fundamental en el objeto social de la Emisora, reintegro total o parcial obligatorio por parte de los accionistas del capital integrado y una fusión o escisión, cuando la Emisora no sea la entidad sobreviviente. En tales casos, no se considerará la pluralidad de votos otorgada por una determinada clase de acciones. Asimismo, conforme al artículo 284 de la Ley General de Sociedades, la pluralidad de votos no se aplicará a la elección de síndicos ni miembros de la comisión fiscalizadora, dado que la Ley General de Sociedades permite la elección de hasta un tercio de los puestos vacantes de la comisión fiscalizadora a través del sistema de voto acumulativo en forma similar a la descrita para la elección de los miembros del directorio.

De conformidad con la Ley General de Sociedades, mientras la Emisora siga siendo una entidad admitida al régimen de oferta pública, no podrá emitir acciones adicionales de ninguna clase de capital social que otorgara derecho a su tenedor a más de un voto por acción.

Asambleas a distancia

La CNV mediante la Resolución N° 830 (la “ RG 830 ”), publicada en el Boletín Oficial el 5 de abril de 2020, incorporó la posibilidad de realizar reuniones a distancia de los órganos de administración y de gobierno de las entidades emisoras mientras dure el aislamiento social preventivo y obligatorio dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 297/2020, siguiendo los lineamientos del artículo 61 de la Ley de Mercado de Capitales. Entre sus principales aspectos podemos destacar los siguientes:

Reuniones a distancia del órgano de administración o de gobierno de entidades emisoras durante el Aislamiento Obligatorio , incluso si ello no está previsto en el estatuto social de las entidades emisoras. Se llevarán a cabo a través de plataformas de transmisión de audio y video que permitan la participación con voz y voto de sus miembros y de los órganos de fiscalización, en su caso.
Grabación de las reuniones en soporte digital y conservación por el término de 5 años.

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Transcripción a libros , dejándose constancia de los participantes de la misma, y con la firma del representante de la entidad emisora.
Convocatoria y comunicaciones de asistencia a Asamblea. La convocatoria a una reunión del órgano de gobierno deberá indicar con precisión el medio de comunicación elegido y el modo de acceso a fin de facilitar la participación. Los accionistas deberán comunicar su participación por correo electrónico y aquéllos que participen mediante apoderados deberán remitir a la sociedad con 5 días hábiles de antelación a la celebración de la asamblea el instrumento habilitante correspondiente, suficientemente autenticado.

Adicionalmente, las sociedades que no tengan prevista la celebración de reuniones a distancia en su estatuto social deberán: (i) difundir la convocatoria por todos los medios razonablemente necesarios, (ii) contar con el quórum necesario para asambleas extraordinarias y resolver como primer punto del orden del día su celebración a distancia con la mayoría exigible para la reforma del estatuto social.

Las reuniones de Directorio podrán también celebrarse en forma remota, incluso si ello no estuviera previsto en el estatuto social de la entidad emisora, en los términos del artículo 61 de la Ley de Mercado de Capitales. La primer Asamblea a celebrarse en forma presencial deberá ratificar expresamente lo actuado en las reuniones de Directorio celebradas a distancia.

Acuerdo de Accionistas

El 4 de diciembre 2015, la Emisora y todos sus accionistas celebraron un acuerdo (el “ Acuerdo de Accionistas ”) con vigencia a partir de dicha fecha. A la fecha de este Prospecto, todos los accionistas actuales de la Emisora son parte del Acuerdo de Accionistas.

Designación de Directores

En tanto las acciones clase A y las acciones clase B representen el 50% de las acciones de la Emisora, o si cualquiera de las clases representara menos del 50% de las acciones de la Emisora, su Directorio estará conformado por ocho directores titulares y ocho directores suplentes.

En tanto las acciones clase A y las acciones clase B representen el 50% de las acciones de la Emisora, (i) cada clase tendrá derecho a designar a la mitad de la cantidad total de directores titulares y a igual cantidad de directores suplentes; y (ii) cada clase tendrá derecho a designar a la mitad de la cantidad total de directores titulares de cada subsidiaria de la Emisora y a igual cantidad de directores suplentes, según lo determine la asamblea de accionistas de cada subsidiaria. Si las acciones clase A o las acciones clase B representan menos del 50% de las acciones de la Emisora, la cantidad de directores que conformará su directorio y el directorio de sus subsidiarias a designar por cada clase de acciones de la Emisora será de un director por cada porcentaje total especificado (según se define el término en el Acuerdo de Accionistas) (o la máxima fracción de ese porcentaje si alguna de las clases no llegase a representar un porcentaje especificado exacto o un múltiplo del mismo) de las acciones de la Emisora representadas por dicha clase.

Presidente y Vicepresidente

En tanto las acciones clase A y las acciones clase B representen el 50% de las acciones de la Emisora, los tenedores de acciones clase B tendrán derecho, como clase, a designar o destituir a Jorge Pablo Brito como presidente del Directorio de la Emisora, y los tenedores de acciones clase A tendrán derecho a designar, destituir o reemplazar al vicepresidente. Si Jorge Pablo Brito renunciara, fuera destituido, o se viese imposibilitado o no estuviese dispuesto a desempeñarse como presidente del Directorio, (i) el nuevo presidente será designado, y podrá ser destituido y reemplazado, por los tenedores de acciones clase A, con el consentimiento de la mayoría de los tenedores de acciones clase B, el cual no podrá ser denegado sin motivo razonable. El presidente deberá asimismo ser un ciudadano argentino, con reconocida trayectoria en el sector de energía de Argentina; (ii) el vicepresidente será designado, y podrá ser destituido y reemplazado, por los tenedores de acciones clase B, con el consentimiento de la mayoría de los tenedores de acciones clase A, el cual no podrá ser denegado sin motivo razonable.

Reuniones

Salvo que el directorio de la Emisora acuerde lo contrario, se llevarán a cabo reuniones de directorio ordinarias, al menos, cada tres meses, o con otra frecuencia según lo ameriten las circunstancias. Cualquier director podrá convocar una reunión de directorio extraordinaria, previa notificación.

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Ciertos Funcionarios Ejecutivos

En tanto las acciones clase A y las acciones clase B representen el 50% de las acciones de la Emisora, si el Presidente del Directorio es Jorge Pablo Brito, el Director Financiero será designado, y podrá ser destituido y/o reemplazado por los tenedores de acciones clase A, con el consentimiento de la mayoría de los tenedores de acciones clase B, el cual no podrá ser denegado sin motivo razonable; con la salvedad de que si el presidente del Directorio de la Emisora fue designado por los tenedores de acciones clase A, el Director Financiero será designado, y podrá ser destituido y/o reemplazado, por los tenedores de acciones clase B, con el consentimiento de la mayoría de los tenedores de acciones clase A, el cual no podrá ser denegado sin motivo razonable.

Transferencia de acciones

El Acuerdo de Accionistas contiene también ciertas restricciones respecto a la transferencia de las acciones de la Emisora, entre ellas, derechos de suscripción preferente y derechos de venta por adhesión ( tag along rights ). Estas restricciones son aplicables a transferencias de acciones no destinadas a afiliadas de los accionistas.

Resolución de conflictos

Todo conflicto, controversia o reclamo que surja del Acuerdo de Accionistas o se relacione con el mismo se resolverá con carácter definitivo mediante un procedimiento de arbitraje vinculante administrado por la Cámara de Comercio Internacional, de conformidad con el Reglamento de Arbitraje de la CCI que se encuentre vigente en oportunidad del arbitraje.

b) Contratos importantes

La mayoría de los ingresos de la Emisora provenientes de las actividades de generación de energía se derivan de la venta de capacidad firme procedente de las centrales térmicas de la Emisora y de la electricidad efectivamente suministrada por sus parques eólicos y centrales térmicas en virtud de PPAs celebrados con CAMMESA y IEASA. Además, la Emisora suscribió contratos con los siguientes usuarios privados indicados debajo, los cuales tienen cláusula “ take or pay ”.

La Emisora ha celebrado 18 contratos de compra de energía eléctrica a largo plazo (excluyendo PPAs con usuarios privados) para sus centrales operativas con vencimiento entre 2018 y aproximadamente 2037. La Emisora ha celebrado tres contratos de compra de energía eléctrica con IEASA correspondientes a sus parques eólicos Rawson I y Rawson II y Trelew con respecto a sus centrales térmicas operativas, la Emisora cuenta con nueve contratos de compra de energía eléctrica celebrados con CAMMESA respecto de las cinco centrales térmicas.

La Emisora también cuenta con PPAs firmados con usuarios privados. En septiembre de 2016, la Emisora celebró un PPA privado con Loma Negra, por aproximadamente el 60% de la capacidad del parque eólico Rawson III; en abril de 2018, la Sociedad firmó un PPA con Oroplata, un usuario privado, por aproximadamente el 40% de la capacidad de Rawson III; en junio de 2018, celebró un PPA con Banco Macro S.A. y otro PPA a 20 años, en Dólares, con Meranol, ambos a ser suministrados a través de cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a PPAs; y en septiembre y diciembre de 2018, la Sociedad celebró dos PPAs con usuarios privados, uno con Curtiembre Arlei S.A. y el otro con Bemis Argentina S.A.U., ambos a ser suministrados por cualquiera de sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs.

En junio de 2020, Genneia suscribió un PPA con Mc CAIN Argentina S.A. (usuario privado en Argentina) en relación con cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). El PPA está nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años. Asimismo, septiembre de 2020, Genneia suscribió PPAs con Grupo Dos Leguas S.A.U., CARGILL S.A.C.I., Vidrieria Argentina S.A. y Pilkington Automotive Argentina S.A. (usuarios privados en Argentina) en relación con cualquiera de nuestros parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II). Los PPAs están nominados en Dólares y tiene una vigencia de 5 años, con excepción del PPA de Grupo Dos Leguas S.A.U. que tiene una vigencia de 15 años.

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En virtud de los PPA correspondientes al parque eólico Rawson I y II, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por US$128,70 y US$124,20 por MWh, respectivamente, por la energía eléctrica que efectivamente entrega en virtud de dichos PPA, pero no tiene derecho a recibir tarifas por capacidad en firme. De conformidad con el Contrato de Compra de Energía Eléctrica o PPA para el parque eólico Rawson III celebrado con Loma Negra, la Emisora tendrá derecho a recibir pagos por la suma de US$77,00 por MWh por la energía eléctrica entregada, si bien no tendrá derecho a recibir ningún pago por capacidad en firme.

En virtud del PPA para Madryn I y Madryn II, la Emisora tendrá derecho a recibir pagos por la suma base de US$76,23 por MWh por la energía eléctrica entregada y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada, pero no tiene derecho a recibir pagos por capacidad en firme. De conformidad con el PPA para el proyecto eólico Villalonga I, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por la suma base de US$54,96 por MWh por la energía eléctrica entregada y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada, pero no tiene derecho a recibir pagos por capacidad en firme. De conformidad con el PPA para el proyecto eólico Chubut Norte I, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por la suma base de US$66,00 por MWh por la energía eléctrica entregada y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada pero no tiene derecho a recibir tarifas por capacidad en firme. De conformidad con el PPA para el proyecto eólico Pomona I, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por la suma base de US$54,88 por MWh por la energía eléctrica entregada y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada pero no tiene derecho a recibir tarifas por capacidad en firme. De conformidad con el PPA para el proyecto eólico Necochea, el joint venture Vientos de Necochea S.A. tiene derecho a recibir pagos por la suma base de US$55,50 por MWh por la energía eléctrica entregada y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada pero no tiene derecho a recibir tarifas por capacidad en firme.

De conformidad con el PPA para el Parque Eólico Trelew vigente entre IEASA como compradora y Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. como parte vendedora, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por la suma de US$127,01 por MWh por la energía eléctrica entregada pero no tiene derecho a recibir tarifas por capacidad en firme. Según lo acordado en el PPA correspondiente a las centrales solares fotovoltaicas Ullum, la Emisora tiene derecho a recibir los siguientes pagos: Ullum 1: US$53,73 por MWh de electricidad entregada; Ullum 2: US$55,23 por MWh de electricidad entregada; y Ullum 3: US$57,63 por MWh de electricidad entregada.

Bajo los Contratos de Compra de Energía Eléctrica o PPA para centrales térmicas operativas con CAMMESA, la Emisora tiene derecho a percibir tarifas por capacidad en firme por la suma de US$21.275 por MWm por poner sus activos de generación a disposición del SADI (con excepción de los PPA para Bragado II y Bragado III). La Emisora también tiene derecho a recibir pagos para compensar sus gastos operativos y de mantenimiento variables, que oscilan entre US$7,45 y US$10,00 por MW por la electricidad efectivamente generada por sus centrales mediante el uso de gas natural y entre US$10,15 y US$14,90 por MW por la electricidad efectivamente generada mediante el uso de gasoil. De conformidad con los Contratos de Compra de Energía Eléctrica, CAMMESA tiene la opción de proporcionar a la Emisora la totalidad del combustible requerido para alimentar sus centrales térmicas. No obstante, de conformidad con la resolución de la SEN, CAMMESA tiene a su cargo actualmente la administración y el suministro de la totalidad de los combustibles requeridos para operar las centrales térmicas de la Emisora y, desde el mes de junio de 2014, CAMMESA le ha suministrado el gas natural y el gasoil necesarios para operar sus centrales térmicas. En el supuesto de que la Emisora tuviera que comprar gas natural o gasoil, ésta podría trasladar sus costos a CAMMESA. Bajo los Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondientes a sus centrales térmicas, la Emisora puede solicitar el traslado de aumentos en los costos (incluso como consecuencia de la mayor inflación) en los que la Emisora pueda incurrir a los fines de operar y mantener sus centrales y asimismo generar electricidad en base a un proceso en el cual, cada seis meses, informe a CAMMESA acerca de sus costos actualizados y solicite un ajuste, con posterioridad al cual CAMMESA puede otorgar o no aprobación en consulta con la SEN. Los dos nuevos Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondientes a las centrales térmicas Bragado II y Bragado III de la Emisora contemplan términos sustancialmente similares, con una tarifa por capacidad en firme combinada que promedia los US$22.000 por MWm y tarifas por compensación de gastos de US$7,45 por MWh y US$10,15 por MWh, dependiendo del uso del gas natural o gasoil.

A la fecha de este Prospecto, se terminó la vigencia de los PPAs que tenía la Emisora con respecto a la central térmica Paraná, Olavarría, Concepción del Uruguay, Las Armas I, Las Armas II y Bragado I, las cuales se encuentran desconectadas.

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Al 31 de diciembre de 2021, la duración remanente estimada promedio ponderada de los PPA de la Emisora correspondientes a sus parques eólicos operativos es de 15 años. No obstante, la duración promedio ponderada de los PPA correspondientes a los parques eólicos de la Emisora puede verse afectada por la fecha de vencimiento de sus PPA correspondientes a los parques eólicos Rawson I y II y Trelew. La fecha de extinción de estos dos PPA será la primera de las siguientes fechas: ya sea quince años con posterioridad a la fecha de operación comercial o el despacho de la cantidad máxima de energía que IEASA se comprometió a comprar. En base a las cantidades históricas de energía adquirida por IEASA, la Emisora espera alcanzar antes del decimoquinto año la cantidad máxima de energía que IEASA se comprometió a comprar. A la fecha del presente Prospecto, la duración remanente promedio ponderada de los PPA de la Emisora correspondientes a sus centrales térmicas operativas es de 5 años, incluyendo los PPA suscriptos respecto de su proyecto de expansión de su central térmica. Tanto en los proyectos de ampliación de parques eólicos como en el proyecto de ampliación de la central térmica de la Emisora, la vida promedio ponderada estimada restante se calcula desde la fecha estimada de inicio de operación comercial. A la fecha del presente Prospecto, la duración remanente promedio ponderada de los PPA de la Emisora correspondientes a sus parque solares operativos es de 17 años.

La siguiente tabla resume los principales términos y condiciones de los PPAs vigentes de la Emisora.

Capacidad instalada (MW)(1)	Capacida d contrata da (%/MW)	Tarifas por capaci dad en firme (3)(4) Factor de disponib ilidad equerid o(3)(5) Reintegro de gastos por electricidad entregada (6)(7) N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 25.000 N/A 7,45/10,15 19.000 N/A 7,45/10,15 N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A	Contraparte
	(2) 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 59,2 59,2 100% 100% 100% 100%
		N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A N/A 25.000 19.000 N/A N/A N/A N/A	IEASA IEASA IEASA Privados Privados Privados Privados CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA CAMMESA Privados
52,50 31,15 51,00 25,05 3,45 11,70 26,28 71,10 51,75 28,80 151,2 57,66 83,22 101,40 37,95 58,00 60,30 25,00 25,00 32,00 78

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Plantas de Biomasa La Florida(12)	Estado Adjudicado	Capacidad instalada (MW)(1)	Capacida d contrata da (%/MW)	Capacida d contrata da (%/MW)	Tarifas por capaci dad en firme (3)(4) Factor de disponib ilidad equerid o(3)(5) Reintegro de gastos por electricidad entregada (6)(7) N/A N/A N/A	Tarifas por electric idad entreg ada(7) 106,73	Fecha de vencimiento 11/2041	Contraparte
				(2) 100%
		19,00						CAMMESA

Notas:

(1) A la fecha del presente Prospecto.

(2) Con respecto a los parques eólicos de la Emisora, la capacidad contratada se calcula como porcentaje de la capacidad instalada. Con respecto a las centrales térmicas de la Emisora, la capacidad contratada se calcula en MW.

(3) Los PPA para parques eólicos no proporcionan tarifas por capacidad en firme ni factor de disponibilidad requerido. (4) En US$ por MWm a menos que se indique lo contrario.

(5) Las tarifas por capacidad en firme se encuentran sujetas a los factores de disponibilidad establecidos en el presente. En el supuesto de reducción del factor de disponibilidad, los pagos por capacidad en firme serán reducidos asimismo en forma acorde y se impondrán penalidades, conforme a lo establecido en el PPA correspondiente.

(6) Los PPA de la Emisora correspondientes a centrales térmicas establecen distintas tarifas dependiendo del combustible que se utilice para la alimentación de las turbinas (es decir, gas natural o gasoil). Las tarifas separadas por medio de una barra se refieren a tarifas para la generación por medio de combustión con gas natural y generación por medio de combustión con gasoil, respectivamente.

(7) En US$ por MWh a menos que se indique lo contrario.

(8) En septiembre de 2016 celebramos un PPA con Loma Negra C.I.A.S.A., el primer PPA con un usuario privado en argentina por aproximadamente el 60% de la capacidad instalada en el parque eólico Rawson III. En abril de 2018 celebramos un PPA por 10 años, en Dólares, con Oroplata por aproximadamente el 40% de la capacidad instalada restante del parque eólico Rawson III. En junio de 2018, celebramos un PPA con Banco Macro por la restante capacidad instalada restante del parque eólico Rawson III. Durante el 2020, la Emisora suscribió un PPA eólico con Mc CAIN Argentina S.A, Vidriería Argentina S.A., Pilkinton S.A y Cargil en conexión con cualquiera de los parques eólicos no sujetos a otros PPAs. (Villalonga II, Pomona II y Chubut Norte II) Estos PPA tiene vigencia por 5 años. Recientemente, en Septiembre 2020 se cerraron contratos con las mismas caracteríasticas con Grupo Dos Leguas S.A.U. con una vigencia de 15 años.

(9) En junio de 2018, celebramos un PPA con Meranol S.A.C.I. para suministrarles energía de nuestros parques eólicos no sujetos a PPAs. En septiembre de 2018 celebramos un PPA con Curtiembre Arlei S.A. para proveerle energía de cualquiera de nuestros parques eólicos no sujetos a PPAs. En diciembre de 2018 celebramos un PPA con Bmeis Argentina S.A.U. para proveerle energía de cualquiera de nuestros parques eólicos no sujetos a PPAs. En agosto y septiembre de 2019, la Emisora suscribió un PPA con Royal Canin S.A. y otro con Compañia de Alimentos Fargo S.A. (ambos usuarios privados en Argentina) para entregar energía desde cualquiera de sus parques eólicos que no están sujetos a otros PPAs

(10) El vencimiento de los PPAs para los parques eólicos Rawson I y II y Trelew será (i) 15 años después de la operación comercial de cada parque o (ii) el envío del máximo de energía que IEASA se comprometió a adquirir, lo que ocurra primero.

(11) La Emisora celebró tres PPA con CAMMESA para energía solar. Los PPA cubren el 100% de la capacidad instalada de nuestras Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum.

(12) El 27 de enero de 2022, Genneia solicitó a CAMMESA la recisión del PPA del parque de biomasa La Florida en los términos de la Resolución RESOL-2021-1260-APN-SE#MEC, y se encuentra dando cumplimiento a los requisitos allí establecidos para instrumentar dicha rescisión.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondientes a Centrales Térmicas de la Emisora

Los PPA originales correspondientes a las centrales térmicas de la Emisora fueron celebrados con IEASA y se mantuvieron en vigencia por el término de tres años contados a partir de sus respectivas fechas de operación comercial. De acuerdo con el Acuerdo Marco, los PPA actuales celebrados con CAMMESA respecto de las centrales térmicas de la Emisora conectadas al SADI poseen un plazo adicional de siete años desde la fecha de vencimiento de los PPA originales. A continuación, sigue un resumen de los términos más importantes de estos PPA:

• La Emisora tiene la obligación de operar y mantener los activos de generación de energía en la forma prevista en dichos contratos, poner a disposición capacidad en firme y vender energía eléctrica a CAMMESA.

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• La Emisora tiene derecho a recibir tarifas de capacidad en firme por los activos de generación de energía puestos a disposición del SADI de US$21.275 por MWm.

• CAMMESA no posee obligaciones de compra en firme ( “take or pay” ) y, por ende, no está obligada a comprar un volumen mínimo de electricidad generada por la Emisora.

• Por la energía efectivamente suministrada, la Emisora percibe un monto en Dólares que oscila entre US$7,45 y US$10,00 por MWh, para generación mediante gas natural y entre US$10,15 y US$14,90 por MWh, para generación mediante gasoil, lo cual refleja el costo por MWh de la Emisora derivado del mantenimiento y la operación de sus centrales térmicas, según lo aprobado por la SEN.

• En caso de que los costos de operación o mantenimiento aumenten (incluso debido a mayores índices de inflación), la Emisora podrá trasladar a CAMMESA dichos aumentos de costos.

• En el marco de los PPA de la Emisora, CAMMESA no está obligada a proveerle a la Emisora gas natural ni gasoil, pudiendo optar por hacerlo o reembolsarle el costo correspondiente del gas natural o gasoil efectivamente utilizado, siempre y cuando la cantidad de combustible utilizado se ajuste al consumo de combustible especifico garantizado a ser usado por la Emisora. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en la Resoluciones N°95/2013 y 529/2014 de la SEN, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión comercial y el suministro de todos los combustibles necesarios para la alimentación de las centrales térmicas de la Emisora. A pesar de que actualmente CAMMESA provee a la Emisora tanto el gas natural como el gasoil necesario para la operación de las centrales térmicas de la Emisora, conforme lo previsto en la mencionada Resolución N°529/2014, y sus disposiciones modificatorias y complementarias, no se puede asegurar que CAMMESA continúe haciéndolo ni que la SEN mantendrá la Resolución Nº 529/2014. En el supuesto que la Emisora tenga que abastecerse de dicho gas natural o gasoil, la Emisora podrá trasladar a CAMMESA todos sus costos.

• Los montos pagaderos a la Emisora bajo los PPA están denominados en Dólares Estadounidenses y son pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista publicado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3500.

• Ante el acaecimiento de un evento de fuerza mayor (de acuerdo a la definición del Código Civil y Comercial de la Nación), cualquiera de las partes tiene permitido suspender su actividad hasta que dicho evento haya cesado. Si una sola suspensión se extiende por más de 90 días, o varias suspensiones se extienden por más de 180 días en conjunto, cualquier parte, siempre y cuando no sea la que está incumpliendo, puede rescindir el acuerdo.

• En caso de no cumplirse una disponibilidad del 92% de capacidad comprometida por un período de dos meses, si no mediara un supuesto de fuerza mayor o indisponibilidad de mantenimiento programada, CAMMESA tiene derecho a aplicar ciertas sanciones pecuniarias que son compensadas con las tarifas de capacidad en firme adeudadas a la Emisora.

Centrales Térmicas Bragado

La Emisora celebró PPAs con CAMMESA con relación a los proyectos de ampliación de las centrales térmicas Bragado, en virtud del régimen previsto por la Resolución N°21/2016 de la SEN. La finalización del plazo de vigencia de estos PPA tendrá lugar el 31 de enero de 2017, en el caso de Bragado II y el 31 de mayo de 2027, en el caso de Bragado III.

Los términos y condiciones más relevantes de estos PPAs son los siguientes:

• La Emisora tiene la obligación de poner a disposición de CAMMESA hasta 60,40 MW de disponibilidad de potenciadesde el mes de mayo hasta el mes de octubre de cada año-, y 58 MW de disponibilidad de potencia- desde el mes de noviembre hasta el mes de abril de cada año- y entregar la energía eléctrica producida por sus unidades de generación conforme a los pedidos que le efectúe CAMMESA.

• En ambos PPA, la Emisora tiene la obligación de cumplir con un consumo de combustible garantizado de 2.500,00 Kcal/KWh para las unidades de generación.

• En ambos PPA, la Emisora tiene la obligación de mantener suficiente capacidad de consumo de gas natural y gasoil, capacidad de acceso al sistema de transmisión de energía eléctrica y capacidad de almacenamiento de combustible.

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• En ambos PPA, la Emisora asumió la obligación de tener a disposición capacidad de almacenamiento de combustible líquido en ambas centrales eléctricas que, como mínimo, posibilite 120 horas de funcionamiento pleno y continuado de las unidades y los activos de generación, a través de las cuales la Emisora pueda brindar la capacidad de potencia y la energía eléctrica acordadas en los PPA. Dicha obligación no es aplicable al suministro de gas natural a través de redes de distribución de gas.

• La Emisora tiene derecho a recibir cargos por capacidad en firme por un monto de US$25.000 por MW/mes por poner sus activos de generación a disposición del SADI, con respecto a la central térmica Bragado II y US$19.000 por MW/mes con respecto a la central térmica Bragado III.

• CAMMESA no tiene obligaciones de compra en firme ( "take or pay" ) y, por ende, no está obligada a adquirir un volumen mínimo de electricidad generada por la Emisora.

• En el supuesto de que los costos operativos o de mantenimiento de la Emisora se incrementen (incluso como consecuencia de mayor inflación), la Emisora podrá trasladar a CAMMESA dichos incrementos en los costos.

• Conforme a los términos de los PPA, CAMMESA no está obligada a abastecer a la Emisora de gas natural o gasoil, aunque cuenta con la opción de proceder en tal sentido o bien de reembolsar el costo correspondiente de ese gas natural o gasoil, siempre y cuando la cantidad de combustible utilizado se ajuste al consumo de combustible especifico garantizado por la Emisora. Sin embargo, de conformidad con lo previsto en las Resoluciones N°95/2013 y 529/2014 de la SEN, CAMMESA se encuentra a cargo de la gestión y el suministro de todos los combustibles necesarios para la alimentación de las centrales térmicas de la Emisora. Si bien CAMMESA actualmente abastece a la Emisora del gas natural y del gasoil necesarios para la operación de las centrales térmicas de la Emisora, según lo previsto en la Resolución N°529/2014, con sus modificatorias y complementarias, la Emisora no puede garantizar que CAMMESA seguirá actuando en ese sentido ni que la SEN mantendrá vigente la Resolución N°529/2014. En el supuesto de tener que comprar gas natural o gasoil, la Emisora podrá trasladar los costos a CAMMESA.

• Los montos que deban abonarse a la Emisora en virtud de estos PPA están denominados en Dólares Estadounidenses y son pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista publicado por el Banco Central, conforme a la Comunicación “A” 3500.

• Ante un caso de fuerza mayor (según la definición del Código Civil y Comercial de Argentina) la Emisora tiene derecho a suspender el cumplimiento contractual hasta que finalice la situación de fuerza mayor.

• En el supuesto de que la Emisora no cumpla con alguna de sus obligaciones asumidas en virtud de los PPA, CAMMESA puede aplicar multas pecuniarias a la Emisora (calculadas mediante las fórmulas matemáticas estipuladas en tales contratos) o incluso rescindir los PPA. Asimismo, en caso de no cumplir con la FOC, CAMMESA puede aplicar una penalidad de US$1,0 millón por semana de atraso en el caso de Bragado II y de US$800.000 por semana de retraso en el caso de Bragado III.

La central térmica Bragado II inició su operación comercial en febrero de 2017. CAMMESA alegó un retraso por parte de la Compañía en el logro de la autorización comercial prevista en el PPA y, en consecuencia, aplicó una multa contractual y emitió una factura de Ps.37.000.000. El 20 de marzo de 2017, la Sociedad impugnó la multa y rechazó la factura. El 23 de mayo de 2017, CAMMESA rechazó los motivos de tal impugnación e invitó a la Compañía a iniciar un proceso de arbitraje. A la fecha del presente Prospecto, CAMMESA no ha iniciado dicho proceso.

En septiembre de 2018 CAMMESA, con invocación de una resolución de la Secretaría de Energía de la Nación, rechazó la impugnación de la multa. CAMMESA comenzó, en noviembre de 2018, a debitar mensualmente de la cuenta corriente de Genneia, el importe total de la multa, en 48 cuotas en Dólares, con un interés del 1,7% anual sobre el saldo. El 19 de diciembre de 2018 Genneia presentó Recurso de Reconsideración y Jerárquico ante la Secretaría de Energía de la Nación. Con fecha 11 de octubre de 2019 la Sociedad presentó ante la Subsecretaría de Energía Eléctrica una nota mediante la cual solicitó el desistimiento del recurso de reconsideración y la solicitud de elevación y resolución del recurso jerárquico que había sido deducido en subsidio, el cual nunca se resolvió (habiendo transcurrido en exceso el plazo total de 35 días que debe considerarse a los efectos de tener por configurado el silencio). En virtud de ello, el 5 de diciembre de 2019, la Sociedad presentó una demanda contra CAMMESA y la Secretaría de Gobierno de Energía de la Nación dependiente del Ministerio de Economía de la Nación, que tramita en el Juzgado Nacional en lo Contencioso Administrativo Federal N° 2, Secretaría N°3.

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Según la opinión de nuestros asesores legales externos, la Compañía tiene sólidos argumentos para esperar un resultado judicial favorable a los intereses de la Sociedad ante una eventual acción judicial.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondientes a los parques eólicos Rawson I y II

Los dos PPA celebrados con relación a los parques eólicos Rawson I y II se extinguirán en la primera de las siguientes fechas: (i) quince años (plazo que puede ser extendido por el comprador por 18 meses más) con posterioridad a la fecha en que la primera unidad generadora fue puesta en funcionamiento y certificada por CAMMESA y el ENRE, y (ii) el despacho efectivo de la cantidad máxima de energía que el comprador se comprometió a comprar (2.400 GWh respecto a Rawson I y 1.425 GWh respecto de Rawson II).

A continuación, se describe un resumen de las principales condiciones de los PPA celebrados con relación al parque eólico Rawson:

• La Emisora tiene la obligación de operar y mantener los parques eólicos en la forma prevista en dichos contratos y vender electricidad cuando sea despachada por CAMMESA, en calidad de coordinadora del despacho de electricidad.

• En virtud de estos PPA, la Emisora tiene derecho a percibir pagos por la electricidad efectivamente despachada por ésta por un monto en Dólares Estadounidenses por MWh. No obstante, dado que la electricidad generada por el parque eólico Rawson se beneficia por la prioridad de despacho establecida por el actual marco regulatorio, la Emisora no tiene derecho a recibir cargos por capacidad en firme, conforme es habitual en proyectos de energía eólica.

• El comprador no posee obligaciones de compra en firme (“ take or pay ”) y, por ende, no está obligada a comprar un volumen mínimo de electricidad generada por la Emisora. Asimismo, IEASA se encuentra obligada solamente a comprar hasta una cantidad máxima de energía efectivamente entregada al SADI (2.400 GWh del parque eólico Rawson I y 1.425 GWh del parque eólico Rawson II).

• La energía eléctrica efectivamente entregada es compensada mediante el cobro de un cargo denominado en Dólares por MWh, equivalente a US$128,70 para Rawson I y a US$124,20 para Rawson II.

• En caso de que los costos de operación o mantenimiento de la Emisora aumenten debido a la inflación u otros factores, la Emisora no podrá trasladar al comprador dichos aumentos de costos.

• Los montos pagaderos a la Emisora bajo estos PPA están denominados en Dólares Estadounidenses y son pagaderos en pesos al tipo de cambio de referencia mayorista publicado por el Banco Central de conformidad con la Comunicación "A" 3500, calculado el día hábil inmediatamente anterior a la fecha de vencimiento de la obligación de pago de CAMMESA a IEASA.

• Por acuerdo de las partes, ante el acaecimiento de un evento de fuerza mayor (de acuerdo a la definición del Código Civil y Comercial de la Nación), cualquier parte puede suspender sus obligaciones hasta que dicho evento haya cesado.

• IEASA tiene derecho a aplicar sanciones pecuniarias bajo ciertas circunstancias. En caso de que las sanciones aplicadas por IEASA superen el 15% del monto total del PPA, IEASA tiene derecho a rescindir el PPA correspondiente, previa notificación por escrito a la Emisora.

La Secretaría de Gobierno de Energía instruyó a IEASA a efectuar el cambio de titularidad de los Parques Eólicos Rawson I y II y la cesión de los Contratos de Abastecimiento MEM a favor de Genneia S.A. La Subsecretaría de Mercado Eléctrico, mediante la nota NO-2019-93090962-APN-SSME#MHA, autorizó en forma provisoria el cambio de titularidad. Por lo que, a partir de noviembre 2019, Genneia S.A. es contraparte de los Contratos de Abastecimiento MEM y CAMMESA efectúa los pagos directamente a Genneia S.A.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica para el Parque Eólico Trelew

De conformidad con el PPA celebrado por nuestra subsidiaria Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. con IEASA, en relación al Parque Eólico Trelew, la Emisora tiene derecho a recibir pagos por la suma de US$127,01 por MWh por la energía eléctrica entregada pero no tiene derecho a recibir tarifas por la capacidad en firme. El PPA se extinguirá en la primera de las siguientes fechas: (i) quince años (plazo que puede ser extendido por IEASA por 18 meses más) con posterioridad a la fecha

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en que la primera unidad generadora fue puesta en funcionamiento y certificada por CAMMESA y el ENRE, y (ii) el despacho efectivo de la cantidad máxima de energía que IEASA se comprometió a comprar (esto es, 2.600 GWh).

Los principales términos y condiciones de este PPA son similares al PPA correspondiente al parque eólico Rawson I y II, con excepción de los siguientes:

• La energía eléctrica efectivamente entregada es compensada mediante el cobro de un cargo denominado en Dólares por MWh, equivalente a US$127,01.

IEASA solamente se encuentra obligada a comprar hasta un volumen de 2.600 GWh efectivamente entregado al SADI.

A la fecha del presente Prospecto, la Secretaría de Gobierno de Energía instruyó a IEASA a efectuar el cambio de titularidad del Parque Eólico Trelew y la cesión del Contratos de Abastecimiento MEM a favor de Parque Eólico Loma Blanca IV S.A. La Subsecretaría de Mercado Eléctrico, mediante nota NO-2021-29585336-APN-SSEE%MEC, ha autorizado a Cammesa al cambio de titularidad, en carácter provisorio, hasta tanto se perfeccione el acto administrativo correspondiente.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica para el Parque Eólico Madryn

La Emisora ha celebrado dos PPA con CAMMESA en el marco del proyecto Parque Eólico Madryn. Dichos PPAs reemplazaron a los PPA celebrados con CAMMESA en virtud de la Resolución N°712/2009 de la SEN. La extinción de los PPAs tendrá lugar una vez transcurrido el plazo de veinte años contado a partir de la fecha de habilitación comercial que fuera otorgada por CAMMESA, para que el proyecto pueda comenzar a operar en el MEM (fecha de inicio de operación comercial); el 2 de noviembre de 2018 entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn I, con una potencia instalada de 71,1 MW, y el 26 de septiembre de 2019 entró en operación comercial el Parque Eólico Madryn II, con una potencia instalada de 151,2 MW.

El siguiente es un resumen de los principales términos y condiciones de los PPAs para el proyecto Parque Eólico Madryn:

• La Emisora tendrá la obligación de construir, operar y mantener el parque eólico en la forma prevista en dichos contratos y vender energía eléctrica a CAMMESA (que actúa en representación de los agentes del MEM).

La Emisora comprometerá 220 MW de potencia.

• CAMMESA debe adquirir el total de la energía eléctrica generada por el proyecto y entregada por la Emisora en el punto de entrega convenido en los PPA.

• Conforme a estos PPA, la Emisora tendrá derecho a recibir (i) un pago por electricidad efectivamente despachada a precio base de US$76,23 por MWh, y (ii) un ajuste anual adicional previsto en los PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada.

• Todos los importes pagaderos a la Emisora en virtud de estos PPA serán denominados en Dólares Estadounidenses y son pagaderos en pesos al tipo de cambio vigente el día hábil inmediatamente anterior a la fecha de pago.

• Ante un evento de fuerza mayor (según la definición del Código Civil y Comercial de Argentina) la Emisora tendrá derecho a suspender el cumplimiento contractual hasta que finalice el caso de fuerza mayor.

• CAMMESA tendrá derecho a aplicar multas pecuniarias a la Emisora, o bien a rescindir el PPA si la Emisora incurre en alguno de los supuestos de incumplimiento estipulados en dicho contrato.

• Las obligaciones de CAMMESA en virtud de los PPA estarán garantizadas por el FODER, fondo en el que el Gobierno Argentino se ha constituido como fiduciante.

• Las obligaciones de pago del FODER se limitan a los fondos existentes en la cuenta de garantía de pago por energía en cada oportunidad.

• En caso que el FOC no sea cumplido, CAMMESA estará habilitada para imponer multas de US$1.388 por MW comprometido por cada día de retraso.

A los fin de dar cumplimiento a las condiciones precedentes contempladas en la Resolución Nº 202-E/2016, el 12 de diciembre de 2016, la Emisora celebró un contrato con Parque Eólico Loma Blanca I S.A., Parque Eólico Loma Blanca II S.A. y Parque Eólico Loma Blanca III S.A. (en su conjunto, “ Loma Blanca ”; todas ellas sociedades controladas por la empresa de origen chino Goldwind), según fuera modificado el 15 de septiembre de 2017, en relación con la construcción del sistema

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de interconexión de Madryn I y Madryn II (220MW) de titularidad de la Emisora, y de los parques eólicos Loma Blanca I, II y III (150 MW) con el SADI (el " Contrato bajo la Resolución Nº 202 "). A la fecha del presente Prospecto, la Emisora desconoce la identidad del controlante y de los beneficiarios finales de Goldwind.

El Contrato bajo la Resolución Nº 202 contempla lo siguiente: (i) la Emisora y Goldwind serán responsables, en conjunto, de la construcción, dirección, ejecución y financiamiento del sistema de interconexión del parque eólico Madryn y de los parques eólicos Loma Blanca con el SADI a través de las obras de ampliación de la ET 500 kV de titularidad de Transener; (ii) la finalización y posterior autorización de la construcción tendrá lugar en un plazo de 29 meses contado a partir de la fecha de la celebración, el 31 de mayo de 2017, de sendos PPAs entre CAMMESA y la Emisora por un lado, y Loma Blanca por otro lado, para compra de energía a ser generada por los Parques Eólicos Madryn y Loma Blanca, respectivamente. La inversión total prevista asciende a US$56,9 millones, de los cuales un 40,5% será asumido por Goldwind y 59,5% por la Emisora.

El 13 de diciembre de 2016, la Emisora y Goldwind requirieron del Ministerio de Energía lo siguiente: (i) la aprobación del Contrato bajo la Resolución Nº 202; (ii) la determinación del componente de compensación adicional como reembolso por la participación de la Emisora en la construcción del sistema de interconexión y (iii) la directiva a CAMMESA para la inclusión de dicha compensación adicional en los PPA respectivos. A la fecha del presente Prospecto, la ET 500 kV de Puerto Madryn se encuentra construida y en operación desde septiembre del 2019.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica para los Parques Eólicos Villalonga I y Chubut Norte I

En el marco de la ronda 1 del proceso de licitación del programa RenovAr, Genneia resultó adjudicataria (por Resolución N°213 del Ministerio de Energía) del derecho de desarrollar los proyectos de Chubut Norte I y Villalonga I. El 12 de enero de 2017, la Emisora celebró, a través de sus subsidiarias Genneia Vientos Argentinos S.A. y Genneia Vientos del Sur S.A., los PPAs relacionados con los parques eólicos Villalonga I y Chubut Norte I, respectivamente, cuya extinción tendrá lugar una vez transcurrido el plazo de veinte años contado a partir de la fecha en la que CAMMESA concedió la habilitación comercial para que cada proyecto comenzara a operar en el MEM, es decir, el 18 de diciembre de 2038 y el 11 de diciembre de 2038, respectivamente.

Los principales términos y condiciones de estos PPA son similares a los PPAs correspondientes al Parque Eólico Madryn, con excepción de los siguientes:

• El precio que CAMMESA le pagará a la Emisora será de US$54,96/MWh (para el proyecto eólico Villalonga) y de US$66/MWh (para el proyecto eólico Chubut Norte) y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada.

Conforme los PPAs, la potencia comprometida por la Emisora es de 50 MW para el proyecto eólico Villalonga y de
28,35 MW para el proyecto eólico Chubut Norte.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica para el Parque Eólico Pomona I

En el marco de la ronda 1.5 del proceso de licitación del programa Renovar, Genneia resultó adjudicataria (por Resolución N°281 del Ministerio de Energía) del derecho de desarrollar el proyecto eólico Pomona I. El 26 de mayo de 2017, la Emisora celebró a través de sus subsidiarias Genneia Vientos del Sudoeste S.A., un PPA relacionado con el proyecto eólico Pomona I, cuya finalización tendrá lugar una vez transcurrido el plazo de veinte años contado a partir de la fecha en que CAMMESA concedió la habilitación comercial para que el proyecto comenzara a operar en el MEM.

Los principales términos y condiciones de este PPA son similares a los PPAs correspondientes al Parque Eólico Madryn, con excepción de los siguientes:

• El precio que CAMMESA le pagará a la Emisora será de US$54,88/MWh más el ajuste anual adicional estipulado en el PPA como porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada.

Conforme el PPA, la potencia comprometida por la Emisora es de 100 MW.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica para el Parque Eólico Necochea

En el marco de la ronda 1.5 del proceso de licitación del programa RenovAr, Centrales de la Costa, socia de la Emisora en el joint venture para el proyecto eólico Necochea de la Emisora, resultó adjudicataria (por Resolución N°281 del Ministerio de

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Energía) del derecho de desarrollar el proyecto eólico Necochea. El 21 de noviembre de 2017, la sociedad Vientos de Necochea S.A. (en la cual Centrales de la Costa y la Emisora son titulares del 50% de las participaciones de capital y derechos de voto, respectivamente) celebró un PPA relacionado con el proyecto eólico Necochea, cuya finalización tendrá lugar una vez transcurrido el plazo de veinte años contado a partir de la fecha en la que CAMMESA conceda la habilitación comercial para que el proyecto pueda comenzar a operar en el MEM.

Los principales términos y condiciones del PPA para el proyecto eólico Necochea son similares a los PPAs correspondientes al Parque Eólico Madryn, con excepción de los siguientes:

• El precio que CAMMESA le pagará a Vientos de Necochea S.A. será de US$55,50/MWh y un ajuste anual adicional previsto en el PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada.

Conforme el PPA, la potencia comprometida por Vientos de Necochea S.A. es de 37,95 MW.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica para las Centrales Solares Fotovoltaicas Ullum

En el marco del proceso licitatorio de la ronda 1.5 de RenovAr, el derecho a desarrollar los proyectos de las Centrales Fotovoltaicas Ullum fue adjudicado a los anteriores controlantes de Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3, mediante la Resolución Nº 281 del Ministerio de Energía. En noviembre y diciembre de 2017, se celebraron los PPA relacionados con los proyectos de las Centrales Fotovoltaicas Ullum. Los PPAs vencen 20 años después de la fecha en que CAMMESA otorgó la autorización comercial para operar en el MEM, es decir, el 18 de diciembre de 2038 para Ullum 1 y Ullum II, y el 21 de diciembre de 2038 para Ullum III.

Los principales términos y condiciones de estos PPA son similares a los PPAs correspondientes al Parque Eólico Madryn, con las siguientes excepciones:

• El precio que CAMMESA deberá pagar por Ullum 1 es de US$53,73; el precio que deberá pagar por Ullum 2 es de US$55,23 y el precio que deberá pagar por Ullum 3 es de US$57,63 más el ajuste anual adicional estipulado en el PPA como porcentaje del precio de la electricidad efectivamente despachada.

Conforme a lo previsto en los PPA celebrados por Ullum 1, Ullum 2 y Ullum 3, la capacidad comprometida de las Centrales Fotovoltaicas Ullum es de 25 MW, 25 MW y 32 MW, respectivamente.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica para los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV

En el marco de la Ronda 2 del proceso de licitación del programa RenovAr, Genneia resultó adjudicataria del derecho de desarrollar los proyectos Chubut Norte III y Chubut Norte IV (por Resolución N°473-E/2017 del Ministerio de Energía. El 26 de junio de 2018, la Emisora celebró los PPA relacionados con dichos proyectos, cuya finalización tendrá lugar una vez transcurrido el plazo de veinte años contado a partir de la fecha en la que CAMMESA conceda la habilitación comercial para que los proyectos puedan comenzar a operar en el MEM. Los días 4 y 25 de febrero del 2021, CAMMESA otorgó la autorización comercial de los parques eólicos Chubut Norte IV y Chubut Norte III, respectivamente. La Emisora hizo entrega a CAMMESA de garantías de cumplimiento de los PPA por un valor total de US$39,8 millones, basado en el modelo de PPA incluido en la Resolución N°275-E/2017.

Se estima que los principales términos y condiciones de estos PPAs serán similares a los PPAs correspondientes al Parque Eólico Madryn, con excepción de los siguientes:

• El precio que CAMMESA abonará será de US$38,9/MWh para los parques eólicos Chubut Norte III y Chubut Norte IV, en ambos casos más y un ajuste anual adicional previsto en los PPA como porcentaje del precio por la electricidad efectivamente despachada.

• Conforme los PPA, la potencia comprometida por la Emisora es de 59 MW respecto del parque eólico Chubut Norte III, y de 84 MW respecto del parque eólico Chubut Norte IV.

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Contratos de la Emisora dentro del MATER

Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondiente al parque eólico Rawson III

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Loma Negra

La Emisora celebró un PPA con Loma Negra en Argentina, en el marco del proyecto de ampliación del parque eólico Rawson III. La vigencia de este PPA finaliza el 31 de diciembre de 2037. El siguiente es un resumen de sus principales términos y condiciones:

• La Emisora se obliga a entregar hasta 60.000 MWh por año de la electricidad generada a partir de fuentes renovables y el usuario se obliga a adquirir esa electricidad.

• El usuario privado pagará la suma de US$77 por MWh (más impuestos), bajo la modalidad de compra en firme ( “take or pay” ), en contraprestación por el 100% de la energía eléctrica efectivamente entregada, con independencia de su consumo real, y en la medida de que no exceda los 60.000 MWh/año. Cuando la Emisora haya entregado un 90% de los 60.000 MWh/año acordados, deberá informar al usuario industrial que ha llegado a dicha cantidad, y el usuario estará habilitado, en ese momento, a comprar a la Emisora energía adicional generada por el 60% de la capacidad instalada en el Parque Eólico Rawson III.

• La cantidad anual de energía estipulada en el PPA (60.000 MW/h/año) corresponde a la cantidad máxima. Por consiguiente, el usuario privado no está obligado a tomar o pagar cantidades excedentes a dicha cifra.

• Las sumas que la Emisora tiene derecho a cobrar en virtud de este PPA están denominadas en Dólares Estadounidenses y son pagaderas en pesos al tipo de cambio vendedor para remesas publicado por el Banco de la Nación Argentina o, en caso de que dicho tipo de cambio no se encuentre disponible, al tipo de cambio de referencia mayorista publicado por el Banco Central de la República Argentina conforme a su Comunicación “A” 3500 o, en su defecto, al tipo de cambio informado por el Mercado Abierto Electrónico; en todos los casos, se calculará en el día hábil inmediatamente anterior a la fecha efectiva de pago.

• Ante el acaecimiento de un evento de fuerza mayor (según se define el término en el Código Civil y Comercial de la Nación), cada una de las partes tiene derecho a suspender el cumplimiento de este contrato hasta que finalice el evento de fuerza mayor. Si una suspensión puntual se prolonga por más de 90 días, o varias suspensiones se prolongan por más de 180 días en total, el contrato podrá ser rescindido por cualquiera de las partes, en la medida en que la misma no se encuentre en situación de incumplimiento. Las condiciones que incidan en el viento no serán consideradas, bajo ninguna circunstancia, como un evento de fuerza mayor.

• El contrato establece sanciones específicas en caso de incumplimiento y pagos específicos a efectuar en el supuesto de rescisión anticipada. El monto de los pagos por rescisión varía según el momento en el que se produzca la rescisión, pudiendo ascender a US$15,8 millones, en el supuesto de rescisión por parte de la Emisora por incumplimientos atribuibles al usuario privado. El monto del pago por rescisión por parte del usuario privado a causa de un incumplimiento atribuible a la Emisora es de US$3,6 millones, más la multa que resultaría aplicable al usuario industrial conforme al Programa de Energía Renovable al producirse la rescisión, si la Emisora omitiese despachar 30.000 MW/h/año.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Oroplata S.A.

La Emisora celebró un PPA con Oroplata S.A. en Argentina, en el marco del proyecto de ampliación del parque eólico Rawson III. La vigencia de este PPA finaliza el 30 de abril de 2028. El siguiente es un resumen de sus principales términos y condiciones:

• La Emisora se obliga a entregar hasta 38.000 MWh por año de la electricidad generada a partir de fuentes renovables y el usuario se obliga a adquirir esa electricidad.

• El usuario privado pagará, bajo la modalidad de compra en firme ( “take or pay” ), por el 90% de la electricidad efectivamente entregada, independientemente del consumo real.

• La cantidad anual de energía estipulada en el PPA (38.000 MW/h/año) corresponde a la cantidad máxima. Por consiguiente, el usuario privado no está obligado a tomar o pagar cantidades excedentes al 90%.

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Argentina conforme a su Comunicación “A” 3500 o, en su defecto, al tipo de cambio informado por el Mercado Abierto Electrónico; en todos los casos, calculado el día hábil inmediatamente anterior a la fecha efectiva de pago.

• El contrato establece sanciones específicas en caso de incumplimiento y pagos específicos a efectuar en el supuesto de rescisión anticipada. El monto de los pagos por rescisión varía según el momento en el que se produzca la rescisión, pudiendo ascender a US$6,16 millones, en el supuesto de rescisión por parte de la Emisora por incumplimientos atribuibles al usuario privado. El monto del pago por rescisión por parte del usuario privado a causa de un incumplimiento atribuible a la Emisora es de US$3,6 millones, más la multa que resultaría aplicable al usuario industrial conforme al Programa de Energía Renovable al producirse la rescisión, si la Emisora omitiese despachar 38.000 MW/h/año.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Banco Macro S.A.

La Emisora celebró un PPA con Banco Macro S.A. en Argentina, en relación con el remanente de la capacidad instalada del parque eólico Rawson III. Este PPA expira el 31 de julio de 2028. A continuación, se detallan sus principales términos:

• La Emisora asume la obligación de proveer hasta 3.000 MWh/año de electricidad generada de fuentes renovables que el usuario adquirirá.

• El usuario privado pagará, en obligaciones de compra en firme, por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

• El monto anual de energía establecido en el PPA (3.000 MWh/año) es un monto máximo. Por ello, el usuario privado no está obligado a tomar ni pagar un monto en exceso del 90% de aquel. Para el año 2018 exclusivamente, la energía anual será de 800 MWh, y para el año 2028 exclusivamente, la energía anual será de 1.800 MWh.

• Los montos pagaderos a la Emisora bajo este PPA, están denominados en Dólares Estadounidenses y serán pagaderos en dicha moneda o en pesos, conforme a la tasa de cambio al vendedor para transferencias bancarias reportada por el Banco de la Nación Argentina, y si esa tasa no es aplicable, conforme a la tasa de cambio mayorista reportada por el Banco Central bajo la Comunicación “A” 3500 o, si esta no está disponible, conforme a la tasa de cambio reportada por el Mercado Abierto Electrónico, y en todos los casos calculada al día hábil inmediatamente anterior al día de pago efectivo.

• En caso de evento de fuerza mayor (definido bajo el Código Civil y Comercial Argentino), cada una de las partes tiene permitido suspender su prestación hasta que el evento de fuerza mayor haya finalizado. Si una suspensión se extiende por más de 180 días ininterrumpidos, cualquier parte, siempre y cuando no estuviera en mora, puede terminar el contrato.

• El acuerdo dispone sanciones específicas en caso de incumplimiento y pagos específicos a ser realizados en caso de terminación temprana. El monto de dichos pagos varía dependiendo del momento en el cual ocurra la terminación.

Contratos de Compra de Energía Eléctrica correspondiente al parque eólico Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Meranol S.A.C.I.

La Emisora celebró un PPA con Meranol S.A.C.I. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de julio de 2038. A continuación, se detallan algunos términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 80% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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Comunicación “A” 3500 o, si esta no está disponible, conforme a la tasa de cambio reportada por el Mercado Abierto Electrónico, y en todos los casos calculada al día hábil inmediatamente anterior al día de pago efectivo.

• En caso de evento de fuerza mayor (definido bajo el Código Civil y Comercial Argentino), cada una de las partes tiene permitido suspender su prestación hasta que el evento de fuerza mayor haya finalizado. Si una suspensión se extiende por más de 120 días ininterrumpidos, cualquier parte, siempre y cuando no estuviera en mora, puede terminar el contrato.

• El acuerdo dispone sanciones específicas en caso de incumplimiento y pagos específicos a ser realizados en caso de terminación temprana. El monto de dichos pagos varía según el momento en el que la terminación ocurre.

• La Emisora también podrá entregar el monto de energía acordada de cualquiera de sus parques eólicos operativos que no fueran adquiridos bajo el programa RenovAr y que no estén sujetos a PPAs con CAMMESA.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Curtiembre Arlei S.A.

La Emisora celebró un PPA con Curtiembre Arlei S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de diciembre de 2033. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

• Los montos pagaderos a la Emisora bajo este PPA, están denominados en Dólares Estadounidenses y pagaderos en pesos, conforme a la tasa de cambio al vendedor para transferencias bancarias reportada por el Banco de la Nación Argentina, y si esa tasa no es aplicable, conforme a la tasa de cambio mayorista reportada por el Banco Central bajo la Comunicación “A” 3500 o, si esta no está disponible, conforme a la tasa de cambio reportada por el Mercado Abierto Electrónico, y en todos los casos calculada al día hábil inmediatamente anterior al día de pago efectivo.

• El acuerdo dispone sanciones específicas en caso de incumplimiento y pagos específicos a ser realizados en caso de terminación temprana. El monto de dichos pagos puede dependerá del momento en el cual ocurra la terminación.

• La Emisora podrá entregar el monto de energía acordada de cualquiera de sus parques eólicos operativos que no fueran adquiridos bajo el programa RenovAr y que no estén sujetos a PPAs con CAMMESA.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Bemis Argentina S.A.U.

La Emisora celebró un PPA con Bemis Argentina S.A.U. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de enero de 2034. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Royal Canin S.A.

La Emisora celebró un PPA con Royal Canin S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de octubre de 2034. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

La Emisora podrá entregar el monto de energía acordada de cualquiera de sus parques eólicos operativos que no fueran adquiridos bajo el programa RenovAr y que no estén sujetos a PPAs con CAMMESA (Chubut Norte II, Pomona II y Villalonga II, entre otros).

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Compañía de Alimentos Fargo S.A.

La Emisora celebró un PPA con Compañía de Alimentos Fargo S.A . en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de diciembre de 2034. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Mc CAIN Argentina S.A.

La Emisora celebró un PPA con Mc CAIN Argentina S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de julio de 2025. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 80% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Grupo Dos Leguas S.A.U.

La Emisora celebró un PPA Grupo Dos Leguas S.A.U. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de enero de 2034. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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Contrato de Compra de Energía Eléctrica con CARGILL S.A.C.I.

La Emisora celebró un PPA CARGILL S.A.C.I. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de octubre de 2025. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Vidrieria Argentina S.A.

La Emisora celebró un PPA Vidrieria Argentina S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de octubre de 2025. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Pilkington Automotive Argentina S.A.

La Emisora celebró un PPA con Pilkington Automotive Argentina S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de octubre de 2025. A continuación, se detallan sus principales términos:

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• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Tetra Pak S.R.L.

La Emisora celebró un PPA con Tetra Pak S.R.L. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de octubre de 2026. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Mondelez Argentina S.A.

La Emisora celebró un PPA con Mondelez Argenitna S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de enero de 2027. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por 70% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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Argentina, y si esa tasa no es aplicable, conforme a la tasa de cambio mayorista reportada por el Banco Central bajo la Comunicación “A” 3500 o, si esta no está disponible, conforme a la tasa de cambio reportada por el Mercado Abierto Electrónico, y en todos los casos calculada al día hábil inmediatamente anterior al día de pago efectivo.

Contrato de Compra de Energía Eléctrica con Mercedes Benz Argentina S.A.U.

La Emisora celebró un PPA con Mercedes Benz Argentina S.A.U. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de enero de 2027. A continuación, se detallan sus principales términos:

• El usuario privado pagará en obligaciones de compra en firme por un porcentaje variable respecto a cada año de vigencia del PPA por la electricidad efectivamente generada, sin perjuicio de su efectivo consumo.

Contrato de Compra de Energía con Banco Macro S.A.

La Emisora celebró un PPA con Banco Macro S.A. en Argentina, en relación a sus parques eólicos no sujetos a otros PPAs. Este PPA expira el 31 de julio de 2028. A continuación, se detallan sus principales términos:

• La Emisora asume la obligación de proveer hasta 1.000 MWh/año de electricidad generada de fuentes renovables que el usuario adquirirá.

• El usuario privado pagará, en obligaciones de compra en firme, por 90% de la electricidad efectivamente generada sin perjuicio de su efectivo consumo.

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194

c) Controles de cambio.

Tipo de Cambio

A partir del 1º de abril de 1991 y hasta fines del año 2001, la Ley Nº 23.928 (la “Ley de Convertibilidad”) estableció un régimen conforme al cual el Banco Central estaba obligado a vender Dólares Estadounidenses a un tipo de cambio fijo de un peso por dólar estadounidense. El 6 de enero de 2002, el Congreso de la Nación sancionó la Ley Nº 25.561 (y modificatoria y normas complementarias, la “Ley de Emergencia Pública”), mediante la cual se derogó el régimen de la Ley de Convertibilidad, abandonando formalmente más de diez años de paridad fija entre el peso y el dólar estadounidense y eliminando el requisito de que las reservas en oro y en moneda extranjera del Banco Central debían ser en todo momento equivalentes al 100% de la base monetaria.

La Ley de Emergencia Pública, que ha sido prorrogada año tras año y estuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2017, otorgaba al gobierno nacional la facultad de fijar el tipo de cambio del peso frente a las monedas extranjeras y a emitir regulaciones relativas al mercado cambiario. Tras un breve período en el cual el gobierno nacional estableció un sistema cambiario dual provisorio conforme a la Ley de Emergencia Pública, el peso fluctuó libremente frente a otras monedas desde febrero de 2002, aunque el Banco Central tiene potestad para intervenir el mercado de cambios comprando y vendiendo divisas por cuenta propia, una práctica que lleva a cabo regularmente. Desde el 2011, el gobierno argentino incrementó el control del tipo de cambio y la transferencia de fondos desde y hacia la Argentina.

El siguiente cuadro muestra, para los períodos indicados, los tipos de cambio vendedor promedio, máximo, mínimo y al cierre del período entre el Peso y el Dólar Estadounidense, de acuerdo con lo informado por el Banco Central. El Banco de la Reserva Federal de Nueva York no publica un tipo de cambio comprador de mediodía para el Peso.

Ejercicio cerrado el 31 de diciembre de
2012 ........................................................................................
2013 ........................................................................................
2014 ........................................................................................
2015 ........................................................................................
2016 ........................................................................................
2017 ........................................................................................
2018 ........................................................................................
2019 ........................................................................................
2020 ........................................................................................
2021 ........................................................................................
Mes Finalizado de 2022
Enero .......................................................................................
Febrero ...................................................................................
Marzo ......................................................................................

Alto(1)
Bajo(1)
Promedio(2)
Cierre del
Período

..
4,9173
4,3048
4,5515
4,9173
..
6,5180
4,9228
5,4798
6,5180
..
8,5555
6,5430
8,1188
8,5520
..
13,7633
8,5537
9,2689
13,0050
..
16,0392
13,0692
14,7794
15,8502
..
18,8300
15,1742
16,5567
18,7742
..
40,8967
18,4158
28,0937
38,5700
..
60,0000
37,0400
48,2553
59,9000
..
84,1450
59,8152
71,6057
84,1450
..
102,7500
84,7033
95,8036
102,7500
..
105,0150
103,0400
103,9846
105,0150
..
107,4417
105,1350
106,3071
107,4417
..
110,9783
107,9350
109,4585
110,9783

Fuente: Tipos de Cambio de Referencia del Banco Central (Comunicación “A” 3500 del Banco Central). Notas:

(1) Los tipos de cambio son los diarios altos y bajos reales correspondientes a cada período.

(2) El tipo de cambio promedio anual se calcula como el promedio de los tipos de cambio el último día de cada mes durante el período. El tipo de cambio mensual promedio se calcula en forma diaria respecto de cada mes.

(3) Información de los tipos de cambio al 30 de marzo de 2021.

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195

Controles de cambio

Mediante el Decreto N° 609 (el “ Decreto 609 ”), de fecha 1 de septiembre de 2019, el Poder Ejecutivo Nacional estableció que, hasta el 31 de diciembre de 2019, el contravalor de la exportación de bienes y servicios debía ingresarse al país en divisas y/o negociarse en el mercado de cambios en las condiciones y plazos que establezca el BCRA oportunamente. De acuerdo con las disposiciones del Decreto 609, el BCRA tiene potestad para establecer los supuestos en los que el acceso al mercado de cambios para la compra de moneda extranjera y metales preciosos amonedados y las transferencias al exterior requerirán autorización previa. El 28 de diciembre de 2019, mediante el Decreto N° 91/2019, el Poder Ejecutivo Nacional modificó el Artículo 1 del Decreto 609, prorrogando indefinidamente la obligación de repatriar y liquidar el contravalor de la exportación de bienes y servicios en el el mercado de cambios con base en pautas objetivas en función de las condiciones vigentes en el mercado cambiario y distinguiendo la situación de las personas humanas de la de las personas jurídicas. De igual modo se faculta al BCRA para establecer reglamentaciones que eviten prácticas y operaciones tendientes a eludir, a través de títulos públicos u otros instrumentos, lo dispuesto en esta medida.

En ese marco, el BCRA emitió la Comunicación “A” 6770, según fuera posteriormente modificada, la cual, a partir del 1 de septiembre de 2019, implementó un amplio mecanismo de control de cambios.

A continuación, se detallan los aspectos más relevantes de la normativa del BCRA conforme el texto ordenado dispuesto por la Comunicación “A” 7490 (conforme fuera modificado o complementado, el “ T.O. Comunicación 7490 ”), relativos al ingreso y egreso de fondos de la Argentina:

Disposiciones específicas para los ingresos por el mercado de cambios

Cobro de Exportaciones de bienes

Conforme con el punto 7.1 del T.O. Comunicación 7490, el contravalor en divisas de las exportaciones oficializadas a partir del 2 de septiembre de 2019 hasta alcanzar el valor facturado según la condición de venta pactada deberá ingresarse al país y liquidarse en el mercado de cambios en los plazos allí indicados. Sin perjuicio de los plazos máximos establecidos, los cobros de exportaciones deberán ser ingresados y liquidados en el mercado de cambios dentro de los 5 días hábiles de la fecha de cobro.

El exportador debe seleccionar una entidad para que realice el “Seguimiento de las negociaciones de divisas por exportaciones de bienes”. La obligación de ingreso y liquidación de divisas de un permiso de embarque se considerará cumplida cuando la entidad haya certificado tal situación por los mecanismos establecidos a tal efecto.

Anticipos, prefinanciaciones y postfinanciaciones del exterior

Los anticipos, prefinanciaciones y postfinanciaciones del exterior deben ser ingresadas y liquidadas en el mercado de cambios dentro de los 5 días hábiles de la fecha de cobro o desembolso en el exterior.

Asimismo, las prefinanciaciones, postfinanciaciones y financiaciones a importadores del exterior otorgadas por entidades financieras locales deberán ser liquidadas en el mercado de cambios al momento de su desembolso.

El punto 7.5.2. del T.O. Comunicación 7490 dispone que cuando el monto pendiente de ingreso de las operaciones haya sido prefinanciado en su totalidad y los fondos liquidados en el mercado de cambios en concepto de prefinanciaciones de exportaciones locales y/o del exterior, se podrá extender el plazo para la liquidación de divisas del embarque hasta la fecha de vencimiento de la correspondiente financiación.

Por su parte, en caso de que el exportador demuestre haber liquidado en el mercado de cambios el monto recibido en virtud de posfinanciaciones de exportaciones que cubran la totalidad del monto pendiente de ingreso del permiso, y en tanto no se cumpla ningún impedimento para la emisión de la certificación de aplicación, el plazo para la liquidación de divisas del embarque podrá extenderse hasta la fecha del vencimiento del crédito de mayor plazo descontado y/o cedido por el exportador.

Esto último también será de aplicación cuando el exportador haya prefinanciado parcialmente la operación y demuestre haber liquidado en el mercado de cambio, antes del vencimiento, posfinanciaciones de exportaciones que cubran el resto

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196

del monto pendiente de ingreso.

Cobros de exportaciones de servicios

De acuerdo al punto 2.2 del T.O. Comunicación 7490 los cobros de exportaciones de servicios deberán ser ingresados y liquidados en el mercado local de cambios en un plazo no mayor a los 5 días hábiles a partir de la fecha de su percepción en el exterior o en el país, o de su acreditación en cuentas del exterior.

En el caso de fondos percibidos o acreditados en el exterior, se podrá considerar cumplimentado el ingreso y liquidación por el monto equivalente a los gastos habituales debitados por las entidades financieras del exterior por la transferencia de fondos al país.

En el caso de que los cobros sean ingresados a través del sistema de monedas locales se considerará cumplimentada la liquidación por el monto acreditado en moneda nacional en la cuenta del exportador. En caso de que se trate de servicios prestados a residentes paraguayos facturados en guaraníes se computará el equivalente en dicha moneda del monto acreditado.

Se admitirá la aplicación de cobros de exportaciones de servicios a la cancelación de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior o títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país o a la repatriación de aportes de inversiones directas, en la medida que se cumplan los requisitos previstos en el punto 7.9 del T.O. Comunicación 7490.

Asimismo, en la medida que se cumplan los requisitos previstos en los puntos 3.11.3. y 7.9.5. del T.O. Comunicación 7490, se admitirá que los cobros de exportaciones de servicios sean acumulados en cuentas abiertas en entidades financieras locales o en el exterior, por los montos exigibles en los contratos de endeudamiento, con el objeto de garantizar la cancelación de los servicios de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior y/o emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país.

Aplicación de divisas de cobros de exportaciones

Se admitirá la aplicación de cobros en divisas por exportaciones de bienes y servicios, en la medida que se cumplan las condiciones consignadas en cada caso, a:

a) Pago de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados en el mercado de cambios a partir del 2 de octubre de 2020 y destinados a la financiación de proyectos que cumplen las condiciones previstas en el punto 7.9.2 del T.O. Comunicación 7490, en la medida que su vida promedio no sea inferior a 1 (un) año, considerando los pagos de servicios de capital e intereses.

b) Repatriación de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados en el mercado de cambios a partir del 2 de octubre de 2020 y destinados a la financiación de proyectos que cumplen las condiciones previstas en el punto 7.9.2 del T.O. Comunicación 7490, en la medida que la repatriación se produzca con posterioridad a la fecha de finalización y puesta en ejecución del proyecto de inversión y, como mínimo, 1 (un) año después del ingreso del aporte de capital en el mercado de cambios.

c) Pago de capital e intereses de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera que cumplan las condiciones previstas en el punto 3.6.1.3. del T.O. Comunicación 7490, cuyos fondos hayan sido liquidados en el mercado de cambios a partir del 16 de octubre de 2020 y destinados a la financiación de proyectos que cumplen las condiciones previstas en el punto 7.9.2. del T.O. Comunicación 7490, en la medida que su vida promedio sea no inferior a 1 (un) año considerando los vencimientos de capital e intereses.

d) Pago de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados en el mercado de cambios a partir del 16 de octubre de 2020 y hayan permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en el punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490.

e) Pago de capital e intereses de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país o emisiones de títulos de deuda con

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197

registro público en el exterior, concertadas a partir del 9 de octubre de 2020, con una vida promedio no inferior a 2 (dos) años y cuya entrega a los acreedores haya permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en el punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490.

f) Pago de capital e intereses de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera que cumplan las condiciones previstas en el punto 3.6.1.3. del T.O. Comunicación 7490 cuyos fondos hayan sido liquidados en el mercado de cambios a partir del 16 de octubre de 2020 y hayan permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en el punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490.

g) Pago de capital e intereses de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país o emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior, cuya emisión haya tenido lugar a partir del 7 de enero de 2021 y durante la vigencia de lo establecido en el punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490 (actualmente 31.12.22), que se realicen en el marco de operaciones de canje de títulos de deuda o refinanciación de vencimientos de capital y/o interés de los siguientes 2 años por endeudamientos con el exterior cuyo vencimiento final fuese posterior a lo establecido en el punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490 (actualmente 31.12.22), en la medida que considerando el conjunto de la operación la vida promedio de la nueva deuda implique un incremento no inferior a 18 meses respecto a los vencimientos refinanciados.

Las operaciones detalladas en a), b) y c) anteriores serán elegibles en la medida que los fondos liquidados sean destinados a la financiación de proyectos de inversión en el país que generen: (i) un aumento en la producción de bienes que, en su mayor parte, serán colocados en mercados externos y/o que permitirán sustituir importaciones de bienes. Se entenderá como cumplida la condición precedente, cuando se demuestre razonablemente que al menos dos tercios del incremento en la producción de bienes como resultado del proyecto, tendrá como destino los mercados externos y/o la sustitución de importaciones en los 3 (tres) años siguientes a la finalización del proyecto, con un efecto positivo en el balance cambiario de bienes y servicios, y/o (ii) un aumento en la capacidad de transporte de exportaciones de bienes y servicios con la construcción de obras de infraestructura en puertos, aeropuertos y terminales terrestres de transporte internacional.

Se admite, asimismo, la aplicación de cobros de exportaciones a la cancelación de:

(i) Prefinanciaciones y financiaciones otorgadas o garantizadas por entidades financieras locales, sujeto a ciertas condiciones.

(ii) Prefinanciaciones, anticipos y posfinanciaciones ingresadas y liquidadas en el mercado local de cambios y declaradas en el relevamiento de activos y pasivos externos, sujeto a ciertas condiciones.

(iii) Préstamos financieros con contratos vigentes al 31 de agosto de 2019 cuyas condiciones prevean la atención de los servicios mediante la aplicación en el exterior del flujo de fondos de exportaciones.

(iv) Liquidaciones asociadas a exportaciones que cuenten con financiación de entidades financieras locales a importadores del exterior.

(v) Operaciones habilitadas para la aplicación de cobros de exportaciones de bienes en el marco del régimen de fomento de inversión para las exportaciones (Decreto N° 234/2021)

Aquellas aplicaciones de cobro de exportaciones que no se encuentren detalladas en los puntos (i), a (vi) precedentes, requerirán la conformidad previa del BCRA.

Cancelación de anticipos u otras financiaciones de exportación sin aplicación de divisas por cobros de exportaciones de bienes.

Como regla general, estas operaciones deberán ser canceladas con fondos originados en el cobro de exportaciones de bienes, salvo que el cliente pueda demostrar que no puede hacerlo de dicha forma por causas ajenas a su voluntad, en cuyo caso el acceso al mercado de cambios para cancelar anticipos u otras financiaciones de exportaciones del exterior sin aplicación de divisas de cobros de exportaciones de bienes se regirá por las normas para la cancelación de servicios de capital de préstamos financieros.

El acceso al mercado de cambios por parte de clientes para la precancelación de financiaciones de exportación otorgadas por entidades financieras locales quedará sujeto a la conformidad previa del BCRA. Este requisito se considerará cumplimentado en la medida que el cliente registre, en la fecha de acceso al mercado, liquidaciones por cobros de exportaciones de bienes por un monto igual o mayor al que se precancela a la entidad financiera local.

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198

Cobros locales por exportaciones del régimen de ranchos a medios de transporte de bandera extranjera

El punto 8.5.18 del T.O. Comunicación 7490 establece que, en relación con los cobros locales por exportaciones del régimen de ranchos a medios de transporte de bandera extranjera, se podrá considerar cumplimentado parcial o totalmente el seguimiento de un permiso de embarque por el valor equivalente a los montos abonados localmente en pesos y/o en moneda extranjera al exportador por un agente local de la empresa propietaria de los medios de transporte de bandera extranjera, en la medida que se verifiquen las siguientes condiciones:

i. La documentación permite constatar que la entrega de la mercadería exportada se ha producido en el país, que el agente local de la empresa propietaria de los medios de transporte de bandera extranjera ha realizado localmente el pago al exportador y la moneda en la que dicho pago se efectuó.
ii. La entidad cuente con una certificación emitida por una entidad en la que conste que el referido agente local hubiera tenido acceso al mercado de cambios en virtud de lo dispuesto en el punto 3.2.2 del Texto Ordenado de Exterior y Cambios por el monto equivalente en moneda extranjera que se pretende imputar al permiso. La entidad emisora de la mencionada certificación deberá previamente:
(a) verificar el cumplimiento de todos los requisitos establecidos por la normativa cambiaria para el acceso al mercado de cambios por el punto 3.2.2. del T.O. Comunicación 7490, con excepción de lo previsto en el punto 3.16.1 de tales normas.
(b) contar con una declaración jurada del referido agente local en la que conste que no ha transferido ni transferirá fondos al exterior por la parte proporcional de las operaciones comprendidas en la certificación.
iii. En caso de que los montos hayan sido percibidos en el país en moneda extranjera, la entidad cuenta con la certificación de liquidación de los fondos en el mercado de cambios.

El agente local no ha utilizado este mecanismo por un monto superior al equivalente de US$ 250.000 en el mes calendario en curso

Enajenación de activos no financieros no producidos

El punto 2.3 del T.O. Comunicación 7490 dispone que la percepción por parte de residentes de montos en moneda extranjera por la enajenación de activos no financieros no producidos a no residentes deberá ingresarse y liquidarse en el mercado local de cambios dentro de los 5 días hábiles de la fecha de percepción de los fondos en el país o en el exterior o de su acreditación en cuentas del exterior.

Endeudamientos financieros con el exterior

El punto 2.4 del T.O. Comunicación 7490 establece que las deudas de carácter financiero desembolsadas a partir del 1° de septiembre de 2019 deberán ser ingresadas y liquidadas en el mercado de cambios como requisito para el posterior acceso al mismo a los efectos de atender sus servicios de capital e intereses y, en caso de corresponder, que la operación se encuentre declarada en la última presentación vencida del Relevamiento de Activos y Pasivos Externos.

En el caso de las entidades autorizadas a operar con cambios, lo previsto en el párrafo precedente se considerará cumplido con el ingreso de los fondos a la a la Posición General de Cambios (PGC).

Hasta el 31 de diciembre de 2020 se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la cancelación de servicios de capital de endeudamientos financieros con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor, excepto que los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 2 de octubre de 2020 y el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los dos años. Este requisito no resulta de aplicación para las operaciones propias de las entidades financieras locales y tampoco resultará de aplicación cuando el cliente cuente con “Certificación de aumento de exportaciones de bienes” emitida en el marco de lo dispuesto por el punto 3.18 del T.O Comunicación 7490.

El punto 3.17 del T.O. Comunicación 7490 establece que aquellos deudores que tengan vencimientos de capital de pasivos en moneda extranjera programados entre el 15 de diciembre de 2020 y hasta el 31 de diciembre de 2022 por las siguientes

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199

operaciones:

i. endeudamiento financiero externo del sector privado no financiero con un acreedor que no es una contraparte relacionada con el deudor;
ii. endeudamiento financiero externo por operaciones propias de la entidad y/o
iii. las emisiones de títulos de deuda registrados públicamente en Argentina, denominados en moneda extranjera, de clientes del sector privado o de las propias entidades financieras, deberán presentar al Banco Central un plan de refinanciamiento de acuerdo con los siguientes criterios (un “ Plan de Refinanciación ”):
a. el monto neto por el cual se accederá al mercado de cambios en los plazos originales no superará el 40% del monto de capital que vencía; y
b. El 60% restante del capital adeudado deberá ser refinanciado con un nuevo endeudamiento externo con una vida promedio de 2 años.

El esquema de refinanciación se considerará cumplimentado cuando el deudor acceda al mercado de cambios para cancelar capital por un monto superior al 40 % del monto del capital que vencía, en la medida que el deudor por un monto igual o superior al excedente sobre el 40 %:

i) registre liquidaciones en el mercado de cambios a partir del 9.10.2020 por emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior u otros endeudamientos financieros con el exterior; o

ii) registre liquidaciones en el mercado de cambios a partir del 9 de octubre de 2020 por emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera que cumplan las condiciones previstas en el punto 3.6.1.3 del T.O. Comunicación 7490; o

iii) cuente con una "Certificación de aumento de exportaciones de bienes" emitida en el marco del punto 3.18 del T.O. Comunicación 7490.

Lo anterior no será de aplicación cuando los vencimientos de capital correspondan a:

(i) endeudamientos contraídos con, o garantizados por, organismos internacionales, sus agencias asociadas, o agencias de crédito a la exportación;
(ii) endeudamientos originados a partir del 01 de enero de 2020 y cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados en el mercado de cambios;
(iii) endeudamientos originados a partir del 01 de enero de 2020 y que constituyen refinanciaciones de vencimientos de capital posteriores a esa fecha, en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros que se establecen en el punto 3.17.3 del T.O. Comunicación 7490.
(iv) la porción remanente de vencimientos ya refinanciados en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros previstos en el punto 3.17.3 del T.O. Comunicación 7490.
(v) un deudor que accederá al mercado de cambios para la cancelación del capital por los endeudamientos comprendidos por un monto que no superará el equivalente a US$ 2.000.000 (dos millones de Dólares Estadounidenses) en el mes calendario y en el conjunto de las entidades

El plan de refinanciación deberá presentarse ante el BCRA como mínimo 30 (treinta) días corridos antes del vencimiento de capital a refinanciarse.

En línea con lo dispuesto por el BCRA, la CNV emitió la Resolución General N° 861 a los efectos de facilitar las refinanciaciones de deuda a través del mercado de capitales. En este sentido dispuso que en los casos en los que la emisora se proponga refinanciar deudas mediante una oferta de canje o la integración de nuevas emisiones de obligaciones negociables, en ambos casos en canje por o integración con obligaciones negociables previamente emitidas por la sociedad y colocadas en forma privada y/o con créditos preexistentes contra ella, se considerará cumplimentado el requisito de colocación por oferta pública, cuando la nueva emisión resulte suscripta bajo esta forma, por acreedores de la sociedad cuyas obligaciones negociables sin oferta pública y/o créditos preexistentes representen un porcentaje que no exceda el treinta por ciento (30%) del monto total efectivamente colocado, y que el porcentaje restante sea suscripto e integrado en efectivo o mediante la integración en especie entregando obligaciones negociables originalmente colocadas por oferta

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200

pública, u otros valores negociables con oferta pública y listado y/o negociación en mercados autorizados por la CNV, emitidos o librados por la misma sociedad, por personas que se encuentren domiciliadas en el país o en países que no se encuentren incluidos en el listado de jurisdicciones no cooperantes a los fines de la transparencia fiscal, previstos en el artículo 24 del Anexo integrante del Decreto Nº 862/2019 o el que en el futuro lo reemplace. Además, dispuso la obligatoriedad del cumplimiento de ciertos requisitos para dar por cumplimentado el requisito de colocación por oferta pública.

Para mayor información, recomendamos al público inversor la lectura de la Resolución General N° 861 de la CNV.

Se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la precancelación con más de 3 días hábiles antes al vencimiento de servicios de capital e intereses de deudas financieras con el exterior, excepto que se verifiquen las siguientes condiciones: (i) la precancelación sea efectuada en manera simultánea con los fondos liquidados de un nuevo endeudamiento de carácter financiero desembolsado a partir del 17 de octubre de 2019; (ii) la vida promedio del nuevo endeudamiento sea mayor a la vida promedio remanente de la deuda que se precancela; y (iii) el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento en ningún momento podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda que se cancela..

Por otra parte, conforme al punto 3.6.4.4. del T.O Comunicación 7490, se podrá acceder al mercado de cambios con una antelación no mayor a 45 días corridos a la fecha de vencimiento para cancelar capital e intereses de deudas financieras con el exterior o títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera, cuando la precancelación se concreta en el marco de un proceso de refinanciación de deuda de conformidad con los términos previstos en el punto 3.17 del T.O Comunicación 7490; el monto de intereses abonado no supera el monto de los intereses devengados por el endeudamiento refinanciado hasta la fecha en que se cerró la refinanciación; y el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento no podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda refinanciada.

Asimismo, el punto 3.5.3.2 establece que se podrá acceder al mercado de cambios con anterioridad a la fecha de vencimiento cuando: i) la precancelación se concreta en el marco de un proceso de canje de títulos de deuda emitidos por el cliente; ii) el monto abonado antes del vencimiento corresponde a los intereses devengados a la fecha de cierre del canje; iii) la vida promedio de los nuevos títulos de deuda es mayor a la vida promedio remanente del título canjeado; y iv) el monto acumulado de los vencimientos de capital de los nuevos títulos en ningún momento podrá superar el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital del título canjeado.

Plan Gas

En la medida que se encuentre vigente el requisito de conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la cancelación al vencimiento de capital e intereses de los endeudamientos financieros con el exterior, este requisito no resultará de aplicación en la medida que se cumpla la totalidad de las siguientes condiciones:

a) el destino de los fondos haya sido la financiación de proyectos enmarcados en el “Plan de promoción de la producción del gas natural argentino – Esquema de oferta y demanda 2020-2024” establecido en el artículo 2° del Decreto N° 892/20;
b) los fondos hayan sido ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16.11.2020; y
c) el endeudamiento tenga una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años.

Excepciones a la obligación de liquidación

Según se dispone en el punto 2.6 del T.O. Comunicación 7490, no resultará exigible la liquidación en el mercado de cambios de las divisas en moneda extranjera que reciban los residentes por exportaciones de bienes y servicios y por la enajenación de activos no financieros no producidos, ni como condición para su repago en los casos de endeudamientos con el exterior y de emisiones de residentes de títulos de deuda con registro público en el país, en la medida que se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones:

a) Los fondos ingresen al país para su acreditación en cuentas en moneda extranjera de titularidad del cliente en entidades financieras locales.

b) El ingreso se efectúe dentro del plazo para la liquidación de los fondos en el mercado de cambios que pueda ser aplicable a la operación.

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201

c) Los fondos en moneda extranjera se apliquen de manera simultánea a operaciones por las cuales la normativa cambiaria vigente permite el acceso al mercado de cambios contra moneda local, teniendo en cuenta los límites establecidos para cada concepto involucrado.

Si el ingreso correspondiese a nueva deuda financiera con el exterior y el destino fuese la precancelación de deuda local en moneda extranjera con una entidad financiera, la nueva deuda con el exterior deberá tener una vida promedio mayor a la que se precancela con la entidad local.

d) La utilización de este mecanismo resulte neutro en materia fiscal.

Canjes y arbitrajes con clientes asociados a ingresos de divisas del exterior

Las entidades podrán dar curso a estas operaciones con clientes en la medida que no correspondan a operaciones alcanzadas por la obligación de liquidación en el mercado de cambios. Por estas operaciones las entidades financieras deberán permitir la acreditación de ingresos de divisas del exterior a las cuentas abiertas por el cliente en moneda extranjera. En caso de que la transferencia corresponda a la misma moneda en la que está denominada la cuenta, la entidad deberá acreditar el mismo monto recibido del exterior. Cuando la entidad decida el cobro de una comisión y/o cargo por estas operaciones, ésta deberá instrumentarse a través de un concepto individualizado específicamente. Canjes y arbitrajes con clientes

El punto 3.14 del T.O. Comunicación 7490 permite a las entidades llevar a cabo con sus clientes operaciones de canje y arbitraje no asociadas a un ingreso de divisas desde el exterior en los siguientes casos: (i) transferencias de divisas al exterior de personas humanas desde sus cuentas locales en moneda extranjera a cuentas bancarias propias en el exterior, (ii) transferencias de divisas al exterior por parte de centrales locales de depósito colectivo de valores por los fondos percibidos en moneda extranjera por servicios de capital y renta de títulos del Tesoro Nacional, (iii) transferencia de divisas al exterior de las personas humanas desde sus cuentas locales en moneda extranjera a cuentas de remesadoras en el exterior por hasta el equivalente de US$ 500 (quinientos Dólares Estadounidenses) en el mes calendario y en el conjunto de las entidades, (iv) operaciones de arbitraje no originadas en transferencias del exterior en tanto que los fondos se debiten de una cuenta en moneda extranjera del cliente en una entidad local; (v) Las operaciones de canje y arbitraje de personas humanas no residentes podrán realizarse sin restricciones en la medida que los fondos resultantes sean acreditados en una "Caja de ahorro para turistas" prevista en las normas sobre "Depósitos de ahorro, cuenta sueldo y especiales"; y (v) las demás operaciones de canje y arbitraje con clientes podrán efectuarse sin conformidad previa del BCRA siempre que, de realizarse como operaciones individuales pasando por pesos, puedan llevarse a cabo sin dicha conformidad según la normativa vigente.

Certificado de aumento de las exportaciones de bienes

El T.O Comunicación 7490, establece que, a partir del 14 de junio de 2021, los clientes que cuenten con un “Certificado de aumento de las exportaciones de bienes” quedarán exceptuados del requisito de conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios en aquellas operaciones en que se prevea tal opción. En todos los casos, se deberá acreditar el cumplimiento de los restantes requisitos generales y específicos que sean aplicables a la operación en virtud de la normativa cambiaria vigente.

El exportador deberá nominar una única entidad financiera local que será la responsable de emitir las correspondientes certificaciones y remitirlas a las entidades por las cuales el cliente desee acceder al mercado. La entidad nominada podrá emitir una "Certificación de aumento de las exportaciones de bienes en el año t" cuando se verifiquen la totalidad de los siguientes requisitos:

a) El valor FOB de las exportaciones de bienes comprendidos en los puntos 7.1.1.2 a 7.1.1.5. embarcados en el año t y que cuenten con una certificación de cumplido en el marco del SECOEXPO, es superior al valor FOB de sus exportaciones para ese mismo conjunto de bienes embarcadas en todo el año t-1.
b) El exportador no registra a la fecha de emisión permisos con plazo vencido para el ingreso y liquidación de las divisas en situación de incumplimiento.
c) El exportador registró exportaciones de bienes en el año t-1.
d) El monto de las certificaciones emitidas, incluyendo la que se solicita emitir, no supera el equivalente en moneda extranjera al monto máximo establecido para el exportador por lo dispuesto en el punto 3.18.3.

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e) La entidad cuenta con una declaración jurada del exportador en la que deje constancia de que el aumento de las exportaciones corresponde a nuevas operaciones comerciales de carácter genuino y no a exportaciones de bienes previamente realizadas por terceros que se registran a su nombre en virtud de acuerdos con el tercero u otros.
f) La entidad cuenta con una declaración jurada del exportador en la que deje constancia de que, en caso de haber sido convocados tanto él como su grupo económico a un acuerdo de precios por el Gobierno Nacional, no han rechazado participar en tales acuerdos ni han incumplido lo acordado en caso de poseer un programa vigente; y otros requisitos establecidos en la normativa.

Disposiciones específicas para los egresos por el mercado de cambios

Requisitos generales para los egresos por el mercado de cambios

Como regla general, y de forma complementaria a aquellos relacionados con cada operación, ciertos requisitos generales deben cumplirse para poder acceder al mercado de cambios sin la conformidad previa del BCRA. El T.O. Comunicación 7490 establece que la entidad interviniente deberá contar con la conformidad previa del BCRA excepto que cuente con una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que al momento de acceso al mercado de cambios:

a. (i) No poseía activos externos líquidos disponibles al inicio del día en que solicita el acceso al mercado por un monto superior equivalente a US$ 100.000 (cien mil Dólares Estadounidenses) y (ii) la totalidad de sus tenencias de moneda extranjera en el país se encuentran depositadas en cuentas en entidades financieras. Son considerados “activos externos líquidos” a estos efectos, las tenencias de billetes y monedas en moneda extranjera, disponibilidades en oro amonedado o en barras de buena entrega, depósitos a la vista en entidades financieras del exterior y otras inversiones que permitan obtener disponibilidad inmediata de moneda extranjera. Por otra parte, no deben considerarse activos externos líquidos disponibles a aquellos fondos depositados en el exterior que no pudiesen ser utilizados por el cliente por tratarse de fondos de reserva o de garantía constituidos en virtud de las exigencias previstas en contratos de endeudamiento con el exterior o de fondos constituidos como garantía de operaciones con derivados concertadas en el exterior.

En el caso de que el cliente tuviera activos externos líquidos disponibles por un monto superior al establecido anteriormente, la entidad también podrá aceptar una declaración jurada del cliente en la que deje constancia que no se excede tal monto al considerar que, parcial o totalmente, tales activos: (1) fueron utilizados durante esa jornada para realizar pagos que hubieran tenido acceso al mercado local de cambios; (2) fueron transferidos a favor del cliente a una cuenta de corresponsalía de una entidad local autorizada a operar en cambios; (3) son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior que se originan en cobros de exportaciones de bienes y/o servicios o anticipos, prefinanciaciones o postfinanciaciones de exportaciones de bienes otorgados por no residentes, o en la enajenación de activos no financieros no producidos para los cuales no ha transcurrido el plazo de 5 (cinco) días hábiles desde su percepción; (4) son fondos depositados en cuentas bancarias del exterior originados en endeudamientos financieros con el exterior y su monto no supera el equivalente a pagar por capital e intereses en los próximos 365 (trescientos sesenta y cinco) días corridos.

b. Se compromete a liquidar en el mercado de cambios, dentro de los cinco días hábiles de su puesta a disposición, aquellos fondos que reciba en el exterior originados en (i) el cobro de préstamos otorgados a terceros, (ii) el cobro de un depósito a plazo o (iii) de la venta de cualquier tipo de activo, (en todos los supuestos (i), (ii) y (iii) mencionados más arriba, cuando la operación en cuestión se hubiera concertado con posterioridad al 28 de mayo de 2020).

La declaración jurada del punto (b) no será requerida para los egresos que correspondan a: (i) operaciones de clientes realizadas en el marco de los puntos 3.8., 3.13. y 3.14.1. a 3.14.4. del T.O. Comunicación 7490; (ii) operaciones propias de la entidad en carácter de cliente; (iii) cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra; o (iv) pagos al exterior de las empresas no financieras emisoras de tarjetas por el uso de tarjetas de crédito, de compra, de débito o prepagas emitidas en el país.

c. Deja constancia que (i) en el día en que solicita el acceso al mercado y en los 90 días corridos anteriores no ha concertado ventas en el país con liquidación en moneda extranjera ventas de títulos valores emitidos por residentes por activos externos o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior o la adquisición en el país con liquidación en pesos de títulos valores emitidos por no residentes; y (ii) se compromete a no concertar ventas en el país con liquidación en moneda extranjera de títulos valores emitidos por residentes o canjes de títulos valores emitidos por residentes por activos externos o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior o la adquisición en el país con liquidación en pesos de títulos valores emitidos por no residentes a partir del momento en que requiere el acceso y por los 90 días corridos subsiguientes. A los efectos de estas declaraciones juradas no deberán tenerse en cuenta las transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior realizadas o a realizar por el cliente con el objeto de

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participar de un canje de títulos de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, gobiernos locales u emisores residentes del sector privado. El cliente deberá comprometerse a presentar la correspondiente certificación por los títulos de deuda canjeados.

El requisito del párrafo anterior no resultará de aplicación para los egresos que correspondan a: (i) operaciones de clientes realizadas en el marco del punto 3.14.1. en la medida que corresponda a la transferencia al exterior de los fondos remanentes en una "Caja de ahorro para turistas" al momento de cierre; (ii) operaciones de clientes realizadas en el marco de los puntos 3.14.2. a 3.14.5.; (iii) cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra; (iv) operaciones comprendidas en el punto 3.13.1.4. en la medida que las mismas sean cursadas en forma automática por la entidad en su carácter de apoderada del beneficiario no residente.

d. El punto 3.16.3 del T.O Comunicación 7490 agrega que, en caso de que el cliente que solicita acceso al mercado de cambios sea una persona jurídica, para que la operación no quede comprendida por el requisito de conformidad previa del BCRA, la entidad deberá contar adicionalmente con una declaración jurada en la que consta:

a) El detalle de las personas humanas o jurídicas que ejercen una relación de control directo sobre el cliente. A los efectos de determinar la existencia de una relación de control director deberán considerarse los tipos de relaciones descriptos en el punto 1.2.2.1 de las normas de “Grandes exposiciones al riesgo de crédito” del BCRA; y
b) Dejando constancia que, en los 90 días corridos anteriores a solicitar el acceso, no ha entregado en el país fondos en moneda local, ni otros activos locales líquidos, a ninguna persona humana o jurídica que ejerza una relación de control directo sobre ella, excepto que:
I. Dicha entrega se haya realizado con anterioridad al 12 de julio de 2021;
II. Dicha entrega esté directamente asociada a operaciones habituales de adquisición de bienes y/o servicios; o
III. Quien solicite el acceso al mercado de cambios presente una declaración jurada rubricada por cada persona humana o jurídica detallada en el punto a) dejando constancia de lo previsto en c.

Asimismo, el punto 3.16.4 del T.O. Comunicación 7490 establece que las entidades requerirán la conformidad previa del BCRA para dar acceso al mercado de cambios a las personas humanas o jurídicas incluidas por la AFIP en la base de datos de facturas o documentos equivalentes calificados como apócrifos por dicho organismo. Este requisito no resultará de aplicación para el acceso al mercado para las cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o compra.

Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones

El 7 de abril de 2021, el Poder Ejecutivo dictó el Decreto N° 234/2021 (luego modificado por el Decreto N° 836/2021) que estableció el Régimen de Fomento de Inversión para las Exportaciones (el “ Régimen de Fomento ”), con el objetivo, entre otros, de incrementar las exportaciones de bienes y promover el desarrollo económico sostenible. El Ministerio de Economía y el Ministerio de Desarrollo Productivo serán las autoridades de aplicación del Régimen de Fomento.

El Régimen de Fomento abarca inversiones destinadas a nuevos proyectos productivos en, entre otras, las actividades forestales, mineras, hidrocarburíferas, manufactureras y agroindustriales, así como la ampliación de las unidades de negocio existentes, que requieran inversión para aumentar su producción. Los beneficios del Régimen de Fomento no aplican a commodities como trigo, maíz, soja y biodiesel, entre otros. Si bien los entes reguladores podrán incluir y/o excluir actividades del Régimen de Fomento, el Decreto establece que no se afectarán los derechos adquiridos.

Los requisitos son los siguientes:

(a) Pueden presentarse tanto personas jurídicas como físicas, residentes o no residentes;
(b) Presentación de un "Proyecto de Inversión para la Exportación" consistente en una inversión directa mínima de cien millones de Dólares americanos (US$ 100.000.000);
(c) Los beneficiarios deberán cumplir con los términos y condiciones de los proyectos presentados y aprobados por los reguladores;
(d) No podrán postularse al Régimen de Fomento las personas físicas y jurídicas cuyos representantes o directores hayan sido condenados por ciertos delitos con penas de prisión y/o inhabilitación por un tiempo determinado, (ii)

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las personas físicas y jurídicas que tengan deudas tributarias o previsionales vencidas e impagas, o a las que se les haya impuesto el pago de impuestos, tasas, multas o recargos por resolución judicial o administrativa firme en materia aduanera, cambiaria, tributaria o previsional, y (iii) las personas que hayan incumplido, sin justificación, sus obligaciones en relación con otros regímenes de promoción.

Una vez verificados los requisitos pertinentes, la autoridad de aplicación aprobará el proyecto y emitirán un "Certificado de Inversión en Exportación" a los efectos de acceder a los beneficios establecidos por el Régimen de Promoción, que tendrá una duración de 15 años.

Los beneficios del Régimen de Fomento cesarán (i) al vencimiento del plazo de utilización, (ii) en determinados casos, cuando el beneficiario deje de tener capacidad para desarrollar la actividad motivo del proyecto de inversión, según lo establecido en el régimen aplicable, o (iii) si el beneficiario incumple sus obligaciones bajo este Régimen de Promoción sin justificación.

El punto 7.10 del T.O. Comunicación 7490 establece que se admitirá la aplicación de cobros en divisas por exportaciones de bienes que correspondan a proyectos comprendidos en el Régimen de Fomento en los términos fijados por la autoridad de aplicación, para las siguientes operaciones: (a) pago a partir del vencimiento de capital e intereses de deudas por la importación de bienes y servicios; (b) pago a partir del vencimiento de capital e intereses de endeudamientos financieros con el exterior; (c) pago de utilidades y dividendos que correspondan a balances cerrados y auditados; y (d) repatriación de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales.

Tales aplicaciones estarán sujetas al cumplimiento de las siguientes condiciones:

(i) monto aplicado no supere el 20% del monto en divisas que corresponde al permiso de exportación cuyos cobros se aplican;
(ii) el monto aplicado en el año calendario no supere el equivalente al 25% del monto bruto de las divisas ingresadas por el mercado de cambios para financiar el desarrollo del proyecto que genera las exportaciones aplicadas. Dicho monto bruto surgirá del monto acumulado de las liquidaciones efectuadas en el mercado de cambios a partir del 07 de abril 2021 en concepto de (a) endeudamientos financieros con el exterior y (b) aportes de inversión extranjera directa. Las liquidaciones podrán ser computadas una vez transcurrido un año calendario desde su liquidación en el mercado de cambios;
(iii) Cuando los proyectos incluidos contemplen inversiones superiores a US$ 500.000.000, los beneficiarios podrán optar por acceder a un beneficio ampliado. El monto del beneficio de libre aplicación no podrá superar un máximo anual equivalente al 40% del monto bruto de las divisas ingresadas por el mercado de cambios para financiar el desarrollo del proyecto que genera las exportaciones aplicadas.
(iv) Cuando los proyectos incluidos contemplen inversiones superiores a US$ 1.000.000.000, los beneficiarios podrán optar por acceder a un beneficio ampliado. El monto del beneficio de libre aplicación no podrá superar un máximo anual equivalente al 60% del monto bruto de las divisas ingresadas por el mercado de cambios para financiar el desarrollo del proyecto que genera las exportaciones aplicadas.
(v) los exportadores que opten por este mecanismo deberán designar una entidad financiera local para que realice el seguimiento del proyecto comprendido en el Régimen de Fomento.

Asimismo, los cobros de exportación de bienes recibidos por un exportador que resulten elegibles para ser aplicados a los conceptos arriba mencionados y no sean aplicados de forma simultánea podrán quedar depositados hasta su aplicación en las cuentas corresponsales en el exterior de entidades financieras locales y/o en cuentas locales en moneda extranjera de entidades financieras locales. En caso de que la aplicación no hubiese tenido lugar al momento del vencimiento del plazo para la liquidación de divisas del correspondiente permiso de embarque, el exportador podrá solicitar a la entidad encargada del seguimiento que dicho plazo sea ampliado hasta la fecha en que se estima se efectuará la aplicación.

Pagos de importaciones y otras compras de bienes al exterior

El punto 3.1 del T.O. Comunicación 7490 permite el acceso al mercado de cambios para el pago de importaciones de bienes, estableciendo diferentes condiciones según se trate de pagos de importaciones de bienes que cuentan con registro de ingreso aduanero, o de pagos de importaciones de bienes con registro de ingreso aduanero pendiente. A su vez, dispone el restablecimiento del sistema de seguimiento de pago de importaciones “SEPAIMPO” a los efectos de monitorear los

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pagos de importaciones, las financiaciones de importaciones y la demostración del ingreso de los bienes al país.

Asimismo, el importador local debe designar una entidad financiera local para actuar como banco de seguimiento, que será el responsable de verificar el cumplimiento de la normativa aplicable, incluyendo, entre otros, la liquidación de financiaciones de importación y el ingreso de los bienes importados.

Sin perjuicio de lo descripto anteriormente, conforme lo establecido por el punto 10.11 del T.O. Comunicación 7490, hasta el 31 de diciembre de 2022, se deberá contar con la conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios para la realización de pagos de importaciones de bienes o la cancelación de principal de deudas originadas en la importación de bienes, a menos que se verifique alguna de las situaciones establecidas en los puntos 10.11.1 a 10.11.11 del T.O. Comunicación 7490. Algunos de estos supuestos son:

a) La entidad interviniente cuente con una declaración jurada del cliente dejando constancia de que el monto total de los pagos asociados a sus importaciones de bienes cursados a través del mercado de cambios a partir del 1 de enero de 2020, incluido el pago cuyo curso se está solicitando no supere en más del equivalente a US$250.000 al monto que surge de considerar (i) el monto por el cual el importador tendría acceso al mercado de cambios al computar las importaciones de bienes que constan a su nombre en el sistema de seguimiento de pagos de importaciones de bienes (SEPAIMPO) y que fueron oficializadas entre el 1 de enero de 2020 y el día previo al acceso al mercado de cambios, las importaciones de bienes asociadas a una declaración efectuada a través del Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones (SIMI) oficializada serán computadas en la medida que se verifique alguna de las condiciones previstas en los puntos 10.3.2.7.i) al 10.3.2.7.vii), (ii) más el monto de los pagos cursados por el mercado de cambios a partir del 6 de julio de 2020 que correspondan a importaciones de bienes ingresadas por Solicitud Particular o Courier que se hayan embarcado a partir del 1 de julio de 2020 o que habiendo sido embarcadas con anterioridad no hubieran arribado al país antes de esa fecha, (iii) más el monto de los pagos cursados en el marco de los puntos b) a g) debajo, no asociados a importaciones comprendidas los puntos (i) y (ii) del presente párrafo, (iv) menos el monto pendiente de regularizar por pagos de importaciones con registro aduanero pendiente realizados entre el primero de septiembre de 2019 y el 31 de diciembre de 2019.

b) Se trate de un pago diferido de importaciones de bienes que corresponda a operaciones que se hayan embarcado a partir del 1° de julio de 2020 o que habiendo sido embarcadas con anterioridad no hubieran arribado al país antes de esa fecha en la medida que se cumpla alguna de las condiciones previstas en los puntos 10.3.2.7.i) al 10.3.2.7.vii) del T.O. Comunicación 7490.

c) Se trate de un pago asociado a una operación no comprendida en el punto b) en la medida que sea destinado a la cancelación de una deuda comercial por importaciones de bienes con una agencia de crédito a la exportación o una entidad financiera del exterior o que cuente con una garantía otorgada por las mismas.

d) Se trate de un pago a la vista o de deudas comerciales sin registro de ingreso aduanero y se verifiquen las siguientes condiciones: a) la operación corresponde a la importación de insumos que serán utilizados para la elaboración de bienes en el país; y b) los pagos cursados por el presente inciso no superan, en el mes calendario en curso y en el conjunto de las entidades, el monto que se obtiene de considerar el promedio del monto de las importaciones de insumos computables a los efectos del punto 10.11.1. en los últimos doce meses calendario cerrados, neto del monto pendiente de regularización por pagos con registro de ingreso aduanero pendiente en situación de demora que registre el importador. La entidad deberá contar con una declaración jurada del cliente dejando constancia del cumplimiento de las condiciones indicadas, el carácter de insumos de las importaciones computadas y constatar adicionalmente que lo declarado respecto al monto resulta compatible con los datos existentes en el BCRA a partir del sistema online implementado a tal efecto.

Previamente a dar curso a pagos de importaciones de bienes, la entidad interviniente, deberá, adicionalmente a solicitar la declaración jurada del cliente, constatar que tal declaración resulta compatible con los datos existentes en el BCRA a partir del sistema online implementado a tal efecto.

Pagos de servicios prestados por no residentes

En virtud del punto 3.2 del T.O. Comunicación 7490 las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para cursar pagos de servicios prestados por no residentes en la medida que cuenten con documentación que permita avalar la existencia del servicio.

En el caso de deudas comerciales por servicios se podrá acceder a partir de la fecha de vencimiento, en la medida que se verifique que la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del

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"Relevamiento de activos y pasivos externos". Se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para precancelar deudas por servicios

Se requerirá de conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para precancelar deudas por servicios.

Para cursar pagos de servicios a contrapartes vinculadas del exterior será necesaria la conformidad previa del BCRA, salvo para algunas excepciones contempladas en la normativa.

Pagos de intereses de deudas por importaciones de bienes y servicios

De conformidad con el punto 3.3 del T.O. Comunicación 7490, se permite el acceso al mercado de cambios para pagos de intereses de deudas por importaciones de bienes y servicios, en la medida en que se verifique que la operación se encuentra declarada, en caso de corresponder, en la última presentación vencida del "Relevamiento de activos y pasivos externos".

Asimismo, se requerirá de conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios para la precancelación de deuda por importaciones de bienes y servicios.

Certificación de ingreso de nuevo endeudamiento financiero con el exterior

Los clientes que registren nuevos endeudamientos financieros con el exterior, podrán acceder al mercado de cambios para cursar (i) pagos de importaciones de bienes sin la conformidad previa requerida en el punto 10.11, y/o (ii) pagos de servicios a contrapartes vinculadas sin la conformidad previa del BCRA requerida en el punto 3.2., cuando sea un pago a partir del vencimiento de una obligación por un servicio prestado al menos 180 días corridos antes del acceso o derivada de un contrato firmado con una antelación similar, en la medida que cuenten con una certificación emitida por una entidad respecto al cumplimiento de los siguientes requisitos:

a) el nuevo endeudamiento financiero con el exterior tiene una vida promedio no inferior a los 2 (dos) años y no registra vencimientos de capital como mínimo hasta tres meses después de su liquidación en el mercado de cambios;
b) el monto certificado no supera el monto ingresado y liquidado en el mercado de cambios a partir del 27 de agosto de 2021; y
c) la entidad cuenta con una declaración jurada del cliente dónde consta que a) No ha utilizado este mecanismo por un monto superior al equivalente a US$ 10 millones, incluyendo la certificación solicitada, y b) el nuevo endeudamiento financiero con el exterior no se encuentre receptado dentro de los puntos 3.5.3.1., 3.6.4.2., 3.17.3., 7.9. y 7.10 del T.O. Comunicación 7490.

En todos los casos, se deberá acreditar el cumplimiento de los restantes requisitos generales y específicos que sean aplicables en virtud de la normativa cambiaria.

La certificación podrá ser utiliza dentro de los cinco días hábiles de la liquidación de los fondos

Pagos de utilidades y dividendos

El punto 3.4 del T.O. Comunicación 7490 permite el acceso al mercado de cambios para el giro de divisas al exterior en concepto de pago de dividendos y utilidades a accionistas no residentes, en tanto se cumplan las siguientes condiciones:

a. Los dividendos deberán corresponder a balances cerrados y auditados.

b. El monto total abonado a los accionistas no residentes no deberá superar el monto en Pesos que les corresponda según la distribución determinada por la asamblea de accionistas.

c. De ser aplicable, se deberá haber cumplido con el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos por las operaciones involucradas.

d. La empresa encuadra dentro de alguna de las siguientes situaciones:

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i. Registra aportes de inversión directa liquidados a partir del 17 de enero de 2020, en cuyo caso, (i) el monto total de transferencias que se cursen en el mercado de cambios a partir de esa fecha en virtud de este concepto no podrá superar el 30% del valor de los nuevos aportes de capital realizados en la empresa residente que hubieran sido ingresados y liquidados a través del mercado de cambios a partir de dicha fecha; (ii) la entidad deberá contar con una certificación emitida por la entidad que dio curso a la liquidación respecto a que no ha emitido certificaciones a los efectos previstos en este punto por un monto superior al 30 % del monto liquidado; (iii) el acceso al mercado de cambios deberá efectuarse en un plazo no menor a treinta (30) días corridos desde la fecha de liquidación del último aporte de capital que se compute a efectos de determinar el límite del 30% antes mencionado; y (iv) al momento del acceso se deberá acreditar la capitalización definitiva del aporte o, en su defecto, constancia del inicio del trámite de inscripción del aporte ante el Registro Público de Comercio. En este último caso, se deberá acreditar la capitalización definitiva dentro de los 365 días corridos desde el inicio del trámite.
ii. Utilidades generadas en proyectos enmarcados en el Plan Gas, en cuyo caso, (i) las utilidades generadas por los aportes de inversión extranjera directa ingresados y liquidados por el mercado de cambios a partir del 16 de noviembre de 2020, destinados a la financiación de proyectos enmarcados ducho plan; (ii) el acceso al mercado de cambios se produce no antes de los 2 (dos) años corridos contados desde la fecha de la liquidación en el mercado de cambios del aporte que permite el encuadre en el presente punto; y iii) el cliente deberá presentar la documentación que avale la capitalización definitiva del aporte.
iii. Cuenta con una Certificación de aumento de exportaciones de bienes emitida en el marco del punto 3.18 del T.O. Comunicación 7490, por el equivalente al valor de utilidades y dividendos que abona.

Los casos que no encuadren en lo expuesto precedentemente requerirán la conformidad previa del BCRA para acceder al mercado de cambios.

Cancelación de garantías financieras otorgadas por entidades financieras locales

De acuerdo con el punto 3.20 del T.O Comunicación 7490, las entidades financieras locales podrán acceder al mercado de cambios para hacer frente a sus obligaciones con no residentes por garantías financieras otorgadas a partir del 1 de octubre de 2021, en la medida que se reúnan la totalidad de las siguientes condiciones:

(i) El otorgamiento de la garantía fue un requisito para la concreción de un contrato de obras o provisión de bienes y/o servicios que implicaba, en forma directa o indirecta, la realización de exportaciones de bienes y/o servicios de residentes argentinos.
(ii) La garantía se emite por pedido del residente que proporcionará los bienes o servicios y está asociada al cumplimiento de los contratos de obras o provisión de bienes y/o servicios por su parte o por una empresa no residente bajo su control que tendrá a su cargo la ejecución del contrato.
(iii) La contraparte del mencionado contrato es un no residente no vinculado con el residente que exportará los bienes y/o servicios.
(iv) El beneficiario del pago es la contraparte no residente o una entidad financiera del exterior que haya otorgado garantías por el fiel cumplimiento de contratos de obras o provisión de bienes y/o servicios por parte del exportador o una empresa no residente que controla.
(v) El monto de la garantía que otorga la entidad financiera local no supera el valor de las exportaciones de bienes y/o servicios que realizará el residente a partir de la ejecución del contrato de obras o provisión de bienes y/o servicios.
(vi) El plazo de vigencia de la garantía no excede los 180 días corridos de la fecha de embarque de bienes locales o finalización de la prestación de servicios, relacionados con el contrato objeto de la garantía.

Constitución de garantías en el marco de los nuevos endeudamientos

Los residentes tendrán acceso al mercado de cambios para la constitución de garantías vinculadas a endeudamientos originados a partir del 7 de enero de 2021 que se encuentren comprendidos bajo el punto 7.9 del T.O. Comunicación 7490,

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o a fideicomisos constituidos en el país para garantizar la atención de los servicios de capital e intereses de tales endeudamientos. Las garantías deberán constituirse en cuentas abiertas en entidades financieras locales o, de tratarse de un endeudamiento externo, en el exterior, por hasta los montos exigibles en los contratos de endeudamiento y en las siguientes condiciones:

i. Las compras se realicen en forma simultánea con la liquidación de divisas y/o a partir de fondos ingresados a nombre del exportador en una cuenta de corresponsalía en el exterior de una entidad local, y,
ii. Las garantías acumuladas en moneda extranjera no superen el equivalente al 125% de los servicios por capital e intereses a abonar en el mes corriente y los siguientes seis meses calendario, de acuerdo con el cronograma de vencimientos de los servicios acordados con los acreedores.

Los fondos en moneda extranjera que no se utilicen en la cancelación del servicio de deuda y/o el mantenimiento del monto de la garantía indicado en el punto anterior comprometido deberán ser liquidados en el mercado de cambios dentro de los 5 días hábiles posteriores a la fecha de vencimiento.

Pagos de obligaciones en moneda extranjera entre residentes

El punto 3.6 del T.O. Comunicación 7490 fija la prohibición del acceso al mercado de cambios para el pago de deudas y otras obligaciones en moneda extranjera entre residentes, concertadas a partir del 1 de septiembre de 2019. Sin embargo, fija como excepciones la cancelación a partir de su vencimiento de capital e intereses de:

-Las financiaciones en moneda extranjeras otorgadas por entidades financieras locales (inclusive los pagos por consumos en moneda extranjera mediante tarjetas de crédito).

-Obligaciones en moneda extranjera entre residentes instrumentadas mediante registros o escrituras públicos al 30 de agosto de 2019.

-Las emisiones de títulos de deuda realizadas a partir del 1 de septiembre de 2019 con el objeto de refinanciar obligaciones en moneda extranjera entre residentes y que conlleven un incremento de la vida promedio de las obligaciones.

-Las emisiones realizadas a partir del 29 de noviembre de 2019 de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas y suscriptas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el mercado de cambios.

-Las emisiones realizadas a partir del 9 de octubre de 2020 de títulos de deuda con registro público en el país, denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que su vida promedio no sea inferior a 2 (dos) años y su entrega a los acreedores haya permitido alcanzar los parámetros de refinanciación previstos en el punto 3.17.

-Las emisiones realizadas a partir del 7 de enero 2021 de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera y cuyos servicios sean pagaderos en moneda extranjera en el país, en la medida que fueran entregadas a acreedores para refinanciar deudas preexistentes con una extensión de la vida promedio, cuando corresponda al monto de capital refinanciado, los intereses devengados hasta la fecha de refinanciación y, en la medida que los nuevos títulos de deuda no registren vencimientos de capital durante los primeros 2 (dos) años, el monto equivalente a los intereses que se devengarían en los 2 (dos) primeros años por el endeudamiento que se refinancia anticipadamente y/o por la postergación del capital refinanciado y/o por los intereses que se devengarían sobre los montos así refinanciados..

Pagos de endeudamientos en moneda extranjera de residentes por parte de fideicomisos constituidos en el país para garantizar la atención de los servicios

En el punto 3.7 del T.O. Comunicación 7490 se aclara que las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios para realizar pagos de principal o intereses a los fideicomisos constituidos en el país por un residente, para garantizar la atención de los servicios de capital e intereses de su obligación, en la medida que verifique que el deudor hubiese tenido acceso para realizar el pago a su nombre por cumplimentar las disposiciones normativas aplicables.

Compra de moneda extranjera por parte de personas humanas residentes para la formación de activos externos, remisión de ayuda familiar y por operaciones con derivados.

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El punto 3.8 del T.O. Comunicación 7490 establece el requisito conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios por parte de personas humanas residentes para la constitución de ciertos activos externos, ayuda familiar y para la operatoria de derivados (con excepción las referida en el punto 3.12.1.del T.O. Comunicación 7490) cuando supere el equivalente de US$200 mensuales en el conjunto de las entidades autorizadas a operar en cambios y en el conjunto de los conceptos señalados precedentemente. En caso de que el monto no supere los US$200, las entidades podrán dar acceso al mercado de cambios en tanto se cumplan la totalidad de las siguientes condiciones:

La operación se curse con débito en cuenta del cliente en entidades financieras locales o el uso de efectivo de moneda local por parte del cliente no supere el equivalente a US$ 100 (cien Dólares Estadounidenses) en el mes calendario en el conjunto de las entidades y por el conjunto de los conceptos señalados.

-El cliente no haya excedido en el mes calendario anterior los límites mencionados precedentemente.

-El cliente se compromete a no concertar en el país operaciones de títulos valores con liquidación en moneda extranjera a partir del momento en que requiere el acceso y por los 90 (noventa) días corridos subsiguientes.

-El cliente no registre financiaciones pendientes de cancelación que correspondan a:

i. refinanciaciones previstas en el punto 2.1.1. de las normas sobre “Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto N° 260/2020 Coronavirus (COVID-19)”.
ii. “Créditos a Tasa Cero”, “Créditos a Tasa Cero Cultura” o “Créditos a Tasa Subsidiada para Empresas”, previstas en los puntos 2.1.2. y 2.1.3. de las normas sobre “Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto N° 260/2020 Coronavirus (COVID-19)”.
iii. financiaciones en pesos comprendidas en el punto 2. de la Comunicación “A” 6937, en los puntos 2. y 3. de la Comunicación “A” 7006 y normas complementarias.
El cliente no es beneficiario en materia de actualización del valor de la cuota en el marco de lo dispuesto en el artículo 2° del Decreto N° 319/2020 y normas complementarias y reglamentarias.

-El cliente no reviste el carácter de funcionario público nacional a partir del rango de Subsecretario de Estado (o rango equivalente) ni es miembro de los directorios de los bancos públicos nacionales o del BCRA.

-El cliente no se encuentra alcanzado por la Resolución Conjunta de la Presidenta del Honorable Senado de la Nación y del Presidente de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación N° 12/2020 del 1° de octubre de 2020.

-La entidad cuenta con una declaración jurada del cliente en la que consta que el cliente cumple con los requisitos mencionados precedentemente.

-La entidad ha constatado en el sistema “online” implementado a tal efecto que lo declarado por el cliente resulta compatible con los datos existentes en el BCRA.

-En los casos que se trate de conceptos incluidos en activos externos del cliente, la entidad autorizada vendedora deberá entregar los billetes o cheques de viajero en moneda extranjera o acreditar los fondos en una cuenta en moneda extranjera de titularidad del cliente en entidades financieras locales o en una cuenta bancaria de titularidad del cliente en el exterior, según corresponda.

Sin perjuicio de lo anterior, el punto 3.9 del T.O. Comunicación 7490 que está permitido el acceso al mercado de cambios de las personas humanas para la compra de moneda extranjera a ser aplicados simultáneamente a la compra de inmuebles en el país destinados a vivienda única, familiar y de ocupación permanente, en la medida que se cumplan ciertos requisitos.

Asimismo, el punto 3.6.5 del T.O. Comunicación 7490 establece que cuando los montos imputados a los consumos en el exterior con tarjeta de débito con débito en cuentas locales en pesos y los montos en moneda extranjera adquiridos para la cancelación de obligaciones entre residentes -incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito- superen los US$200 mensuales (incluyendo aquellos utilizados para la constitución de activos externos), la deducción será trasladada a los máximos computables de los meses subsiguientes hasta completar el monto adquirido.

La AFIP, a través de la Resolución AFIP 4815/2020, estableció sobre las operaciones alcanzadas por el Impuesto Para una

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Argentina Inclusiva y Solidaria (“PAIS”) y para los sujetos definidos en el artículo 36 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva y su modificación que revistan la condición de residentes en el país, en los términos del artículo 116 y siguientes de la Ley de Impuestos a las Ganancias, la percepción del treinta y cinco por ciento (35%) sobre los montos en Pesos que, para cada caso, se detallan en el artículo 39 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva. Dichas percepciones tendrán el carácter de impuesto ingresado y serán computables en la declaración jurada anual del impuesto a las ganancias o, en su caso, del impuesto sobre los bienes personales, correspondientes al período fiscal en el cual fueron practicadas. Adicionalmente, la Resolución AFIP 4815/2020 establece un régimen de devolución para aquellos sujetos a quienes se les hubieran practicado las percepciones establecidas y que no sean contribuyentes del impuesto a las ganancias o, en su caso, del impuesto sobre los bienes personales.

Compra de moneda extranjera por parte de no residentes

El punto 3.13 del T.O. Comunicación 7490 dispone que se requerirá la conformidad previa del BCRA para el acceso al mercado de cambios por parte de no residentes para la compra de moneda extranjera.

Se exceptúan de lo establecido en el párrafo precedente las operaciones de: (a) Organismos internacionales e instituciones que cumplan funciones de agencias oficiales de crédito a la exportación, (b) Representaciones diplomáticas y consulares y personal diplomático acreditado en el país por transferencias que efectúen en ejercicio de sus funciones, (c) Representaciones en el país de Tribunales, Autoridades u Oficinas, Misiones Especiales, Comisiones u Órganos Bilaterales establecidos por Tratados o Convenios Internacionales, en los cuales la República Argentina es parte, en la medida que las transferencias se realicen en ejercicio de sus funciones, (d) las transferencias al exterior a nombre de personas humanas que sean beneficiarias de jubilaciones y/o pensiones abonadas por la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES), por hasta el monto abonado por dicho organismo en el mes calendario y en la medida que la transferencia se efectúe a una cuenta bancaria de titularidad del beneficiario en su país de residencia registrado, (e) Compra de billetes en moneda extranjera de personas humanas no residentes en concepto de turismo y viajes por hasta un monto máximo equivalente a US$ 100 (cien Dólares Estadounidenses) en el conjunto de las entidades en la medida que la entidad haya verificado en el sistema online implementado por el BCRA que el cliente ha liquidado un monto mayor o igual al que desea adquirir dentro de los 90 (noventa) días corridos anteriores. Esta operatoria quedará habilitada a partir de que la venta de moneda extranjera liquidada por el cliente haya sido registrada ante el BCRA por la entidad interviniente de acuerdo a las pautas habituales, (f) Transferencias a cuentas bancarias en el exterior de personas humanas por los fondos que percibieron en el país asociados a los beneficios otorgados por el Estado Nacional en el marco de las Leyes 24043, 24411 y 25914 y concordantes, y (g) Repatriaciones de inversiones directas de no residentes en empresas que no sean controlantes de entidades financieras locales, en la medida que el aporte de capital haya sido ingresado y liquidado por el mercado de cambios a partir del 2 de octubre de 2020 y la repatriación tenga lugar como mínimo 2 (dos) años después de su ingreso,

Compra de moneda extranjera por parte de otros residentes –excluidas las entidades- para la formación de activos externos y por operaciones con derivados

Al respecto, el punto 3.10 del T.O. Comunicación 7490 establece el requisito de conformidad previa del BCRA para El acceso al mercado de cambios por parte de personas jurídicas que no sean entidades autorizadas a operar en cambios, gobiernos locales, Fondos Comunes de Inversión, Fideicomisos y otras universalidades constituidas en el país, requerirá la conformidad previa del BCRA para la formación de activos externos y para la operatoria con derivados en la medida que no encuadre en el punto 3.12.1.

Derivados Financieros

Al respecto, el punto 3.12.3 del T.O. Comunicación 7490 establece que todas las liquidaciones de las operaciones de futuros en mercados regulados, “forwards”, opciones y cualquiera otro tipo de derivados celebrados en el país realizados por entidades deberán – a partir del 11 de septiembre de 2019- efectuarse en moneda local.

Asimismo, el punto 3.12.1 del T.O. Comunicación 7490 establece que se podrá acceder al mercado de cambios para el pago de primas, constitución de garantías y cancelaciones que correspondan a operaciones de contratos de cobertura de tasa de interés por las obligaciones de residentes con el exterior declaradas y validadas, en caso de corresponder, en el Relevamiento de Activos y Pasivos Externos, en tanto no se cubran riesgos superiores a los pasivos externos que efectivamente registre el deudor en la tasa de interés cuyo riesgo se está cubriendo con su celebración.

Se establece que el cliente que acceda al mercado de cambios usando este mecanismo deberá nominar a una entidad autorizada a operar en cambios para que realice el seguimiento de la operación y firmar una declaración jurada en la que

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se compromete a ingresar y liquidar los fondos que resulten a favor del cliente local como resultado de dicha operación, o como resultado de la liberación de los fondos de las garantías constituidas, dentro de los cinco días hábiles siguientes.

Otras disposiciones específicas

Cancelación de líneas de crédito comerciales del exterior por parte de entidades financieras.

El punto 3.15 del T.O. Comunicación 7490 establece que las entidades financieras tendrán acceso al mercado de cambios para la cancelación al vencimiento de líneas de crédito comerciales otorgadas por entidades financieras del exterior y aplicadas a la financiación de operaciones de exportación o importación de residentes, a la vez que también podrán acceder para precancelar dichas líneas de crédito en la medida que la financiación otorgada por la entidad local haya sido precancelada por el deudor. La entidad financiera deberá contar con la validación de la declaración del “Relevamiento de activos y pasivos externos”, en la medida que sea aplicable.

Operaciones con títulos valores

El punto 4.3 del T.O. Comunicación 7490 establece que las transacciones de títulos valores concertadas en el exterior no podrán liquidarse en pesos en el país, pudiéndose liquidar en pesos en el país solamente aquellas operaciones concertadas en el país.

Las entidades autorizadas a operar en cambios no podrán comprar con liquidación en moneda extranjera títulos valores en el mercado secundario ni utilizar tenencias de su posición general de cambios para pagos a proveedores locales.

El punto 4.3.2 del T.O. Comunicación 7490 establece que no podrán concertar ventas en el país con liquidación en moneda extranjera de títulos valores emitidos por residentes o canjes de títulos valores emitidos por residentes por activos externos o transferirlos a entidades depositarias del exterior o la adquisición en el país con liquidación en pesos de títulos valores emitidos por no residentes:

los beneficiarios de refinanciaciones previstas en el punto 1.1.1. de las normas sobre “Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto N° 260/2020 Coronavirus (COVID-19)”, hasta su cancelación total;
los beneficiarios de "Créditos a Tasa Cero", "Créditos a Tasa Cero 2021", "Créditos a Tasa Cero Cultura" o "Créditos a Tasa Subsidiada para Empresas", previstas en los puntos 1.1.2. y 1.1.3. de las normas sobre "Servicios financieros en el marco de la emergencia sanitaria dispuesta por el Decreto Nº 260/2020 Coronavirus (COVID-19)", hasta su cancelación total; -los beneficiarios de financiaciones en pesos comprendidas en el punto 2. de la Comunicación “A” 6937, en los puntos 2. y 3. de la Comunicación “A” 7006 y normas complementarias; hasta su cancelación total;

-los beneficiarios de lo dispuesto en el artículo 2° del Decreto N° 319/2020 y normas complementarias y reglamentarias. mientras dure el beneficio respecto a la actualización del valor de la cuota;

-aquellas personas humanas alcanzados por la Resolución Conjunta de la Presidenta del Honorable Senado de la Nación y del Presidente de la Honorable Cámara de Diputados de la Nación N° 12/2020 del 1° de octubre de 2020.

No quedan comprendidas en lo indicado precedentemente las transferencias de títulos valores a entidades depositarias del exterior que realice el cliente con el objeto de participar de un canje de títulos de deuda emitidos por el Gobierno Nacional, gobiernos locales u emisores residentes del sector privado. El cliente deberá presentar la correspondiente certificación por los títulos de deuda canjeados. Similares limitaciones y requisitos aplican para quienes hayan accedido otros créditos o programas de financiamiento especiales otorgados por el Gobierno argentino en el marco de la pandemia “COVID 19” entre los cuales se encuentran los salarios complementarios del Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y la Producción (ATP) acordados en el marco del artículo 8º del Decreto Nº332/2020, según fuera modificado y complementado de tiempo en tiempo. En este sentido, la Sociedad no ha sido beneficiaria, en su carácter de empleadora, del Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y a la Producción (ATP).

Por otra parte, mediante Resolución General 895/21 la CNV estableció que para dar curso a operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera debe observarse un plazo mínimo de tenencia de dichos valores negociables en cartera de dos (2) días hábiles contados a partir de su acreditación en el agente depositario. A su vez, en el caso de operaciones de venta de valores negociables con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción local el plazo mínimo de permanencia en cartera a observarse será de un (1) día hábil a computarse de igual

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forma. Estos plazos mínimos de tenencia no serán de aplicación cuando se trate de compras de valores negociables con liquidación en moneda extranjera.

Asimismo, para dar curso a transferencias de valores negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional a entidades depositarias del exterior, debe observarse un plazo mínimo de tenencia de dichos valores negociables en cartera de dos (2) días hábiles, contados a partir su acreditación en el agente depositario, salvo en aquellos casos en que la acreditación en dicho agente depositario sea producto de la colocación primaria de valores negociables emitidos por el Tesoro Nacional o se trate de acciones y/o certificados de depósito argentinos (CEDEAR) con negociación en mercados regulados por la CNV. Los agentes de liquidación y compensación y los agentes de negociación deberán constatar el cumplimiento del plazo mínimo de permanencia de los valores negociables antes referido.

En cuanto a las transferencias receptoras, los Valores Negociables acreditados en el Agente Depositario Central de Valores Negociables (ADCVN), provenientes de entidades depositarias del exterior, no podrán ser aplicados a la liquidación de operaciones en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera hasta tanto hayan transcurrido DOS (2) días hábiles desde la citada acreditación en la/s subcuenta/s en el mencionado custodio local. En el caso que dichos Valores Negociables sean aplicados a la liquidación de operaciones en moneda extranjera y en jurisdicción local el plazo mínimo de tenencia será de UN (1) día hábil a computarse de igual forma

Por otra parte, se estableció que, en las operaciones, en el segmento de concurrencia de ofertas con prioridad precio tiempo, de compraventa de valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en Dólares Estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo ley local, por parte de las subcuentas alcanzadas por lo dispuesto en el artículo 6° del Capítulo V del Título VI y que asimismo revistan el carácter de inversores calificados, se deberá observar:

(a) Para el conjunto de esos valores negociables, la cantidad de valores nominales comprados con liquidación en pesos no podrá ser superior a la cantidad de valores nominales vendidos con liquidación en dicha moneda, en la misma jornada de concertación de operaciones y por cada subcuenta comitente;

(b) Para el conjunto de esos valores negociables, la cantidad de valores nominales vendidos con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción local no podrá ser superior a la cantidad de valores nominales comprados con liquidación en dichas moneda y jurisdicción, en la misma jornada de concertación de operaciones y por cada subcuenta comitente; y

(c) Para el conjunto de esos valores negociables, la cantidad de valores nominales vendidos con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera no podrá ser superior a la cantidad de valores nominales comprados con liquidación en dichas moneda y jurisdicción, en la misma jornada de concertación de operaciones y por cada subcuenta comitente.

Los Agentes de Negociación y Agentes de Liquidación y Compensación deberán solicitar a sus clientes, previo cumplimiento de la instrucción de adquisición de títulos valores en pesos para su posterior e inmediata venta en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior, la presentación de una declaración jurada del titular que manifieste que no resulta beneficiario como empleador del salario complementario establecido en el Programa ATP, creado por el Decreto N° 332/2020, conforme a los plazos y requisitos dispuestos por la DECAD-2020-817-APN-JGM de fecha 17 de mayo de 2020 y modificatorias. Asimismo, dicha declaración jurada deberá incluir la mención de que la persona no se encuentra alcanzada por ninguna restricción legal o reglamentaria para efectuar las operaciones y/o transferencias mencionadas.

El punto 4.3.3 del T.O Comunicación 7490 establece mecanismos para abonar las operaciones de compra venta de títulos valores que se realice con liquidación en moneda extranjera. Los mecanismos son los siguientes: a) mediante transferencia de fondos desde y hacia cuentas a la vista a nombre del cliente en entidades financieras locales, y b) contra cable sobre cuentas bancarias a nombre del cliente en una entidad del exterior que no esté constituida en países o territorios donde no se aplican, o no se aplican suficientemente, las Recomendaciones del Grupo de Acción Financiera Internacional.

Además, se establece que, en ningún caso, se permitirá la liquidación de estas operaciones mediante el pago en billetes en moneda extranjera, mediante su depósito en cuentas custodia o en cuentas de terceros.

Regímenes Informativos del BCRA

Anticipo de operaciones cambiarias

Las entidades autorizadas a operar en cambios deberán remitir al BCRA, al cierre de cada jornada y con una antelación de

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2 días hábiles, la información sobre las operaciones de egresos que impliquen un acceso al mercado de cambios por un monto diario que sea igual o superior al equivalente a US$ 10.000 (diez mil Dólares Estadounidenses) para cada uno de los 3 (tres) días hábiles contados a partir del primer día informado.

En este sentido, los clientes de las entidades autorizadas deberán informar a las mismas con la antelación necesaria para que dichas entidades puedan dar cumplimiento al presente régimen informativo y, de esta manera, en la medida que simultáneamente se cumplan los restantes requisitos establecidos por las normas cambiarias, dar curso a las operaciones de cambio.

Registro de información cambiaria de exportadores e importadores de bienes

El punto 3.16.5 del T.O. Comunicación 7490 establece el “Registro de información cambiaria de exportadores e importadores de bienes”. Las personas humanas y jurídicas consideradas sujetos obligados deberán cumplimentar el "Registro de información cambiaria de exportadores e importadores de bienes" a través del aplicativo establecido a tal efecto.

Las entidades deberán contar con la conformidad previa del BCRA para dar curso a aquellas operaciones que correspondan a egresos por el mercado de cambios –incluyendo aquellas que se concreten a través de canjes o arbitrajes de los sujetos obligados a cumplimentar el “Registro de información cambiaria de exportadores e importadores de bienes” cuyo trámite conste como “No inscripto”.

Este requisito no resultará de aplicación para el acceso al mercado para las cancelaciones de financiaciones en moneda extranjera otorgadas por entidades financieras locales, incluyendo los pagos por los consumos en moneda extranjera efectuados mediante tarjetas de crédito o de compra.

Comisión Nacional de Valores

R.G CNV 841/2020

El 25 de mayo de 2021 la CNV emitió la Resolución General N°841/2021 (la “RG CNV 841”) mediante la cual estableció un plazo mínimo de cinco días hábiles, después de que los valores relevantes sean acreditados con el agente depositario, para consumar las transacciones de venta de valores con liquidación de divisas o transferencias de estas a entidades depositarias del exterior. Tal término no será aplicable en aquellos casos en los que: (i) se relacione con la compra de valores denominados en moneda extranjera y la venta de dichos valores denominados en moneda extranjera en la misma jurisdicción de liquidación que los compra; y (ii) se relaciona a compras de valores con liquidación en jurisdicción extranjera y venta en moneda extranjera contra la jurisdicción local, excepto en los casos previstos en el artículo 1 del Título XVIII, Capítulo V, de la Resolución General No. 622/2013 (según enmendada, las “Reglas de la CNV”).

R.G CNV 843/2020

El 19 de junio de 2020 la CNV emitió la Resolución General 843 que establece un número de medidas complementarias a la RG CNV 841, que se enumeran a continuación: (i) se estableció un plazo mínimo de tenencia por cinco días hábiles, desde el crédito a la subcuenta del custodio local, para valores de entidades depositarias del exterior y acreditado con el custodio local para ser aplicado a la liquidación de transacciones denominadas en moneda extranjera; (ii) Consumación y liquidación de operaciones en moneda local con valores admitidos a cotización y/o negociación Argentina, por subcuentas de cartera propia mantenidas por agentes registrados y otros sujetos bajo supervisión de la CNV, podrá realizarse en mercados autorizados y/o cámaras de compensación inscritas en la CNV únicamente; y (iii) que (a) en aquellos casos donde en la consumación local de transacciones con liquidación en moneda extranjera y en consumación de transacciones en mercados extranjeros como cliente, a través de subcuentas mantenidas por agentes registrados, el número vendido en La conexión con cualquier valor excederá la cantidad comprada, si de ello se derivan fondos en exceso, al menos 90% de dicho exceso a operaciones de compra de valores en moneda extranjera consumadas en el local regulado mercado y/o compras en mercados extranjeros como cliente, y (b) cuando la compensación implique compra y venta transacciones como cliente en mercados extranjeros, los agentes registrados deben informar, en forma de declaración jurada mensual y para cada una de las subcuentas involucradas, fecha de consumación/liquidación, contraparte, clase, monto y precio, detallado y agrupado según fecha de consumación, justificando que al cierre de cada semanario período, el monto neto resultante de dicha liquidación más las ventas al exterior como cliente, no ha superado el compras con liquidación en el mercado local más compras de valores en el exterior. Dichos documentos de respaldo deben ser enviado a la CNV por los mercados y debe ser relevado en el momento en que se realicen las auditorías en relación con agentes registrados.

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R.G. CNV 856/2020

De acuerdo con la Resolución General N ° 856 emitida por la CNV el 15 de septiembre de 2020, se realizaron cambios y la implementación de otras medidas complementarias a los términos en las Resoluciones Generales No. 841 y 843, incluyendo, pero no limitado a: (i) eliminar el término para el mantenimiento de valores, permitiendo que aquellas personas humanas que adquieran activos en moneda extranjera no tengan que observar un plazo de permanencia de la cartera, independientemente de si la liquidación sea en moneda extranjera o en pesos; (ii) fijar un plazo mínimo de permanencia de quince (15) días hábiles para transferir valores adquiridos mediante liquidación en moneda local, a entidades depositarias del exterior, a partir del fecha en la que se acredita al Agente Depositario; (iii) establecer un plazo mínimo de permanencia de quince (15) días hábiles, para que los valores transferidos de depositarios del exterior a depositarios en Argentina sean utilizado en la liquidación de transacciones en moneda local; (iv) especificar que las transacciones consumadas en los mercados desde el exterior como cliente por subcuentas en poder de los Agentes registrados deben realizarse exclusivamente en mercados autorizados y regulados por una autoridad gubernamental, que no forman parte de países no cooperantes para fines de transparencia de conformidad con el artículo 24 del Anexo del Decreto No. 862/2019; y (v) las restricciones vigentes En relación al plazo de permanencia de los valores, será de aplicación tanto a las personas humanas como jurídicas.

R.G. CNV 861/2020

El 8 de octubre de 2020 la CNV emitió la Resolución General 861/2020 en dónde fueron aprobadas reglamentos relacionados con el refinanciamiento de deuda privada mediante oferta de canje o pago de nuevas emisiones de pagarés. Para cumplir con el requisito de colocación de oferta pública, se estableció que: (i) la nueva emisión debe ser suscrita por los acreedores de la empresa cuyas notas sin oferta pública y/o reclamaciones preexistentes representan un porcentaje que no exceda del 30% del monto total efectivamente colocado; y (ii) el porcentaje restante debe ser suscrito y pagado en efectivo o mediante un pago en especie entregando notas originalmente colocadas a través del oferta, siempre que la emisión sea suscrita y pagada por personas domiciliadas en Argentina o en cualquier otro país que no han sido incluidos en la lista de jurisdicciones que no cooperaron a efectos de transparencia fiscal. Además, en aras de la transparencia del proceso, se establece que es obligatorio poner a disposición de los CNV los documentos que acrediten la existencia de valores sujetos a canje, otros reclamos, condición, valor y registros contables de los mismos, gestiones de colocación y adjudicación de estos en el marco del proceso de colocación. Asimismo, la Resolución 861/2020 determina las pautas para calcular el porcentaje máximo del 30% que puede estar representado por las nuevas notas con notas privadas y/o reclamos preexistentes.

Por otro lado, en aquellos casos en los que la reestructuración se lleve a cabo mediante un acuerdo preventivo extrajudicial o procedimientos de reorganización, se considera cumplido el requisito de oferta pública en aquellos casos en los que los pagarés objeto de reestructuración hayan sido colocados en oferta pública de conformidad con las regulaciones aplicables.

Por último, prevé la reducción del plazo de divulgación de un día hábil para cuestiones dirigidas exclusivamente a inversores calificados, salvo emisiones destinadas al refinanciamiento de deuda sin oferta pública.

R.G CNV 862/2020

El 19 de octubre de 2021 la CNV emitió la Resolución General 862/2020 que modifica la Resolución General 856 con relación al plazo mínimo de permanencia. De esta manera, se estableció un plazo de tres días hábiles para (i) efectuar transacciones de venta de valores liquidados en moneda extranjera (a partir de la fecha en que se acredite al Agente Depositario) (este plazo mínimo de permanencia no aplicará en aquellos casos en los que se trate de compras de valores con liquidación en moneda extranjera), (ii) transferencia de valores liquidada en pesos a entidades depositarias del exterior (a partir de la fecha de acreditación del Agente Depositario), salvo que sean valores emitidos por el Tesoro Nacional en el mercado primario o se relacionan con acciones y/o certificados de depósito (es decir, CEDEAR) negociados en mercados regulados por la CNV y (iii) efectúan liquidaciones en el mercado local de valores transferidos de entidades depositarias del exterior a una entidad local (a la fecha de su abono en la subcuenta(s) de custodia local) (este plazo mínimo de permanencia no se aplicará en aquellos casos en que se relacione con liquidaciones de acciones en pesos y/o certificados de depósito argentinos (es decir, CEDEAR) negociados en mercados regulados por la CNV. Dicho plazo mínimo de permanencia es aplicable tanto a personas humanas como jurídicas; agentes de liquidación y compensación, así como los agentes comerciales, quienes serán responsables de certificar el cumplimiento del mínimo mencionado anteriormente.

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R.G CNV 871/2020

El 26 de noviembre de 2020 la CNV publicó la Resolución General 871/2020, en dónde se introducen un número de cambios a las provisiones de la Resolución General 862. En este sentido, con el fin de efectuar operaciones de venta con liquidación de moneda extranjera en el mercado local, y utilizar los valores transferidos desde depositarios del exterior a depositarios en Argentina en liquidación de transacciones en el mercado local, el mínimo el período de permanencia se reduce a dos días hábiles. El período de permanencia para las transacciones que involucran la venta de valores con liquidación en moneda extranjera en jurisdicción extranjera o transferencias de valores adquiridos a través de la liquidación en pesos a depositarios del exterior se reduce a tres días hábiles. Además, cualquier restricción relacionada a ventas de activos con liquidación en pesos fue eliminada; por lo tanto, el plazo de permanencia de tres días hábiles ya no es aplicable para las personas humanas y jurídicas que realizan una transferencia de destinatario y luego venden los valores con liquidación en moneda local. Finalmente, se modificó la normativa en relación a la consumación y liquidación de operaciones de los Agentes registrados ante la CNV para su propia cartera, para ajustarlas a la segmento de ofertas con prioridad en cuanto a precio y tiempo.

R.G CNV 878/2021

El 11 de enero de 2021, la CNV emitió la Resolución General 878/2021, en la cual se reduce a un día hábil el plazo de permanencia para consumar las operaciones de venta de valores con liquidación de moneda extranjera en el mercado local, y utilizar los valores transferidos de depositarios del exterior a depositarios en Argentina en liquidación de transacciones en moneda extranjera en el mercado local. Además, se estableció un límite máximo para el segmento de ofertas con prioridad en términos de precio y tiempo, en relación al número de valores denominados y pagaderos en Dólares Estadounidenses emitidos por Argentina, según las leyes locales, vendidos en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera con respecto al número de dichos valores comprados con liquidación en dicha moneda y jurisdicción por el agente subcuentas que no estén sujetos a lo dispuesto en el artículo 5 del Capítulo V, Título XVIII “Temporal Disposiciones ”de las Normas de la CNV y para dichos valores en su conjunto.

R.G CNV 895/2021

El 8 de julio de 2021, la CNV emitió la Resolución General 895/2021, mediante la cual se reduce el período de permanencia mínimo a dos días hábiles para:

i) Valores negociables con liquidación en moneda extranjera, previo a su venta en jurisdicción extranjera. ii) Valores negociables adquiridos con liquidación en moneda nacional, previo a su transferencia a entidades depositarias del exterior; y
iii) Valores negociables provenientes de entidades depositarias del exterior, previo a su venta con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera

Asimismo, la CNV agregó límites a la cantidad nómina de valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en Dólares Estadounidenses emitidos por la República Argentina vendidos con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera en el segmento de concurrencia de ofertas con prioridad precio-tiempo, para operaciones que no sean de la cartera propia de los agentes. Se aclara que por Criterio Interpretativo N°75, la CNV estableció que las Subcuentas Comitentes por parte de las subcuentas alcanzadas por lo dispuesto en el artículo 6° del Capítulo V del Título VI (“cartera propia”) y que asimismo revistan el carácter de inversores calificados conforme lo normado en el artículo 12 del Capítulo VI del Título II, deben cumplir con límites a la cantidad nominal de valores negociables de renta fija nominados y pagaderos en Dólares Estadounidenses emitidos por la República Argentina bajo ley extranjera vendidos con liquidación en moneda extranjera y en jurisdicción extranjera.

R.G CNV 898/2021

El 12 de agosto de 2021, la CNV emitió la Resolución General 898/2021 mediante la cual se establecen limitaciones al alcance del objeto social de los Agentes de Liquidación y Compensación (ALYC). Se observa la necesidad de establecer limitaciones al desarrollo de aquellas actividades no fiscalizadas por la CNV y ajenas al ámbito financiero que incrementan el riesgo operativo de los ALYC, específicamente para quienes actúan en la gestión y transferencia de fondos vinculados a las operaciones realizadas en el marco del Mercado de Capitales. Se establecen tres categorías de ALYC:

(i) Agente de liquidación y compensación – integral: cuando intervienen en la liquidación y compensación de operaciones (colocación primaria y negociación secundaria), registradas tanto para la cartera propia

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como para sus clientes y además deciden ofrecer el servicio de liquidación y compensación de operaciones a otros agentes de negociación (AN) registrado.

(ii) Agente de liquidación y compensación – propio: cuando solamente intervienen en la liquidación y compensación de operaciones (colocación primaria y negociación secundaria) registradas por ellos, tanto para cartera propia como para sus clientes
(iii) Agente de liquidación y compensación – participante directo: cuando su actuación se limita exclusivamente a registrar operaciones en contratos de futuros y contratos de opciones sobre futuros, negociados en mercados bajo supervisión de este Organismo por cuenta propia y con fondos propios

El artículo 3 da un plazo de 120 días corridos contados a partir de la entrada en vigencia de la Resolución General para i) acreditar el inicio del trámite de reforma del objeto social; ii) solicitar el cambio de la categoría en la cual se encuentran inscriptos; o iii) solicitar la cancelación de inscripción en la categoría de ALYC.

Régimen Penal Cambiario

Todas las operaciones que no se ajusten a lo dispuesto en la normativa cambiaria, se encuentran alcanzadas por el régimen penal cambiario previsto en la Ley N° 19.359 y sus modificatorias.

Para un detalle de la totalidad de las regulaciones cambiarias y al ingreso de capitales y 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.economia.gob.ar) o el BCRA (www.bcra.gov.ar), según corresponda.

d) Carga tributaria

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. Cabe destacar que el 29 de diciembre de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Ley Nº 27.430 (la “ Ley de Reforma Tributaria ”), que introdujo diversas modificaciones al régimen tributario anterior. El 12 de abril de 2018 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución General (AFIP) Nº 4227/2018 que reglamenta la Ley de Reforma Tributaria con respecto al Impuesto a las Ganancias aplicable a las ganancias obtenidas por Beneficiarios del Exterior (según se definen a continuación) provenientes de operaciones financieras, entre otras cuestiones. El 27 de diciembre de 2018 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N°1170/2018, reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias. Asimismo, el 06 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 824/2019 mediante el cual se aprueba un nuevo texto ordenado de la Ley de Impuesto a las Ganancias. El 09 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 862/2019 el cual dispuso un nuevo texto ordenado del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias, junto con ciertas modificaciones. Cabe señalar que el 23 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial la Ley N°27.541 (la “ Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva” ), que también introdujo diversas modificaciones al régimen tributario argentino, tales como el tratamiento de las ganancias obtenidas por personas humanas y sucesiones indivisas residentes del país derivadas de operaciones financieras, entro otras cuestiones. El 28 de diciembre de 2019, el 30 de enero de 2020 y el 1° de abril de 2020 se publicaron en el Boletín Oficial el Decreto N° 99/2019, el Decreto N°116/2020 y el Decreto N°330/2020, respectivamente, mediante los cuales el Poder Ejecutivo Nacional reglamenta algunos aspectos de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. Más tarde, el 26 de agosto de 2020, el 31 de octubre de 2020 y el 1° de diciembre de 2020, se publicó en el Boletín Oficial la Ley N°27.562 y los Decretos N°833/2020 y 966/2020, ampliando el alcance y vigencia de la moratoria incluida en la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. Además, las citadas leyes han sido reglamentadas a través del dictado de la Resolución General (AFIP) N°4659/2020 (B.O. 07/01/2020), la Resolución General (AFIP) N°4664/2020 (B.O. 15/01/2020), la Resolución General (AFIP)N°4667/2020 (B.O. 31/01/2020), la Resolución General (AFIP) N°4673/2020 (B.O.07.02.2020), la Resolución General (AFIP) N°4690/2020 (B.O. 01.04.2020), la Resolución General (AFIP) N°4691/2020 (B.O. 02/04/2020), la Resolución General (AFIP) N°4815/2020 (B.O. 16.09.2020), la Resolución General (AFIP) N° 4816/2020 (B.O. 16.09.2020), la Resolución General (AFIP) N° 4850/2020 (B.O. 06.11.2020), la Resolución General N°4855/2020 (B.O. 10.11.2020), la Resolución General (AFIP) N°4873/2020 (B.O. 04.12.2020), la Resolución General (AFIP) N° 5123/2021 (B.O. 27.12.2021, entre otras. Asimismo, con fecha 16 de junio de 2021 y 04 de agosto de 2021, el Boletín Oficial publicó las Leyes N° 27.630 y N°27.638, respectivamente, que nuevamente introdujeron modificaciones a la Ley de Impuesto a las Ganancias, entre otras normas, que pueden ser relevantes según las circunstancias de cada caso. Por su parte, la AFIP, por medio de la Resolución General (AFIP) N° 5060 (B.O. 30.08.2021) adecúa la alícuota aplicable al régimen de retención de dividendos y utilidades en el marco de las modificaciones introducidas en el Impuesto a las Ganancias por la Ley N° 27.630, entre otras cuestiones.

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Adicionalmente, el Poder Ejecutivo Nacional a través del Decreto N° 621/2021 (B.O. 23.09.2021) reglamenta los cambios incorporados en el Impuesto a las Ganancias y el Impuesto sobre los Bienes Personales por medio de la Ley N°27.638. Por su parte, la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”) emitió la Resolución General N° 917 (B.O. 03.01.2022) mediante la cual reglamentó la aplicación de las disposiciones de la Ley N° 27.638 y del Decreto Nº 621/2021, estableciendo a tal efecto, entre otras cuestiones, el listado de los instrumentos emitidos en moneda nacional comprendidos en las exenciones previstas en la Ley N° 27.638. En cuanto al Impuesto sobre los Bienes Personales, el 31 de diciembre de 2021, el Poder Ejecutivo Nacional promulgó mediante el Decreto N° 904/2021, la Ley N° 27.667 (B.O. 31.12.2021) que introdujo modificaciones sustanciales a la ley del impuesto, reglamentadas a través del dictado del Decreto N° 912/2021 (B.O. 31.12.2021).

Este resumen incluye las modificaciones introducidas en virtud de las citadas normas; no obstante, esta descripción no incluye todas las consecuencias impositivas posibles relacionadas con una inversión en las Obligaciones Negociables. Si bien consideramos que esta descripción 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 aplicación de dichas leyes estarán de acuerdo con esta interpretación o que no ocurrirán modificaciones en dichas leyes, las que inclusive podrían tener efectos retroactivos. Al respecto destacamos que, sin perjuicio de que se han dictado las normas citadas, se espera que a la brevedad se emitan más reglamentaciones y aclaraciones, toda vez que a la fecha no resulta posible determinar cómo las modificaciones incorporadas serán reguladas y aplicadas por las autoridades fiscales de la Argentina.

Se aconseja a los compradores potenciales de las Obligaciones Negociables consultar a sus propios asesores impositivos sobre las consecuencias derivadas de una inversión en las Obligaciones Negociables conforme a las leyes impositivas de su país de residencia (incluyendo Argentina).

Impuesto a las Ganancias

a) Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país

El Artículo 32 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva deroga a partir del período fiscal 2020, el Artículo 95 y parte de las disposiciones del Artículo 96 de la Ley de Impuesto a las Ganancias que establecían para los ejercicios fiscales o años fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2018 un impuesto cedular a la renta financiera aplicable al rendimiento producto de la colocación de capital en valores (e.g. intereses derivados de obligaciones negociables) así como a los intereses o rendimientos y descuentos o primas de emisión.

Asimismo, a través del Artículo 33 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva se restablece, entre otras cuestiones, la vigencia de las exenciones derogadas por los incisos b), c) y d) del Artículo 81 de la Ley de Reforma Tributaria, sin que resulte de aplicación lo dispuesto en el Artículo 109 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, que dispone que las exenciones totales o parciales establecidas o que se establezcan en el futuro por leyes especiales respecto de títulos, letras, bonos, obligaciones y demás valores emitidos por el Estado Nacional, provincial, municipal o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, no tendrán efecto en el Impuesto a las Ganancias para las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país (siempre que no estuvieran comprendidos en los incisos d) y e) y en el último párrafo del Artículo 53 de la Ley del Impuesto a las Ganancias). En virtud de ello, las ganancias derivadas de los intereses de obligaciones negociables, así como los resultados provenientes de operaciones de compraventa, canje, permuta, conversión o disposición de las mismas que cumplan con las condiciones del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables se encontrarán exentos para las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en Argentina.

Adicionalmente, conforme las modificaciones introducidas por el artículo 1 de la Ley N° 27.638 la exención establecida en el inciso h) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias comprende a los intereses o la denominación que tuviere el rendimiento producto de la colocación de capital en los instrumentos emitidos en moneda nacional destinados a fomentar la inversión productiva, que establezca el Poder Ejecutivo Nacional, siempre que así lo disponga la norma que los regule, y en la medida en que no resulten comprendidos en el primer párrafo del citado inciso h) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias. El Decreto N° 621/2021 brinda una definición respecto de aquellos instrumentos en moneda nacional comprendidos en el segundo párrafo del inciso h) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, incorporando un artículo a continuación del artículo 80 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias. Por su parte, la CNV, dictó la Resolución General N° 917 por medio de la cual reglamentó la aplicación de las disposiciones de la Ley N° 27.638 y del Decreto Nº 621/2021, estableciendo a tal efecto, entre otras cuestiones el listado de los instrumentos en moneda nacional comprendidos en la exención establecida en el inciso h) del artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias.

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Además, el Artículo 34 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, con aplicación a partir del período fiscal 2020, dispone que cuando se trate de valores alcanzados por las disposiciones del Artículo 98 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, no comprendidos en el primer párrafo del Artículo 26, inciso u) de la Ley de Impuesto a las Ganancias, las personas humanas y sucesiones indivisas residentes del país quedan exentos por los resultados derivados de su compraventa, cambio, permuta o disposición, en la medida que coticen en bolsas o mercados de valores autorizados por la Comisión Nacional de Valores, sin que resulte de aplicación el citado Artículo 109 de la Ley de Impuesto a las Ganancias.

b) Entidades Argentinas

En lo que refiere a los intereses y ganancias de capital que obtengan los sujetos comprendidos en el Título VI de la Ley de Impuesto a las Ganancias (en general: las sociedades anónimas —incluidas las sociedades anónimas unipersonales—, las sociedades en comandita por acciones, en la parte que corresponda a los socios comanditarios, y las sociedades por acciones simplificadas del Título III de la Ley N°27.349, constituidas en el país; las sociedades de responsabilidad limitada, las sociedades en comandita simple y la parte correspondiente a los socios comanditados de las sociedades en comandita por acciones, en todos los casos cuando se trate de sociedades constituidas en el país; las asociaciones, fundaciones, cooperativas y entidades civiles y mutualistas, constituidas en el país, en cuanto no corresponda por la Ley de Impuesto a las Ganancias otro tratamiento impositivo, las sociedades de economía mixta, por la parte de las utilidades no exentas del impuesto; las entidades y organismos a que se refiere el Artículo 1 de la Ley N°22.016, no comprendidos en los apartados precedentes, en cuanto no corresponda otro tratamiento impositivo en virtud de lo establecido por el Artículo 6 de dicha ley; los fideicomisos constituidos en el país conforme a las disposiciones del Código Civil y Comercial de la Nación, excepto aquellos en los que el fiduciante posea la calidad de beneficiario (la excepción no será de aplicación en los casos de fideicomisos financieros o cuando el fiduciante- beneficiario sea un sujeto comprendido en el Título V de la Ley de Impuesto a las Ganancias); los fondos comunes de inversión constituidos en el país, no comprendidos en el primer párrafo del Artículo 1 de la Ley N°24.083 y sus modificaciones; las sociedades incluidas en el inciso b) del Artículo 53 de la Ley de Impuesto a las Ganancias y los fideicomisos comprendidos en el inciso c) del mismo artículo que opten por tributar conforme a las disposiciones aplicables a las sociedades de capital cumpliendo los requisitos exigidos para el ejercicio de esa opción), las derivadas de establecimientos permanentes definidos en el Artículo 22 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, toda otra clase de sociedades o empresas unipersonales constituidas en el país, los comisionistas, rematadores, consignatarios y demás auxiliares de comercio no incluidos expresamente en la cuarta categoría del Impuesto a las Ganancias (las “Entidades Argentinas”) tenedoras de Obligaciones Negociables, dichos intereses y/o resultados por compraventa, cambio, permuta o disposición de Obligaciones Negociables estarán alcanzados por el Impuesto a las Ganancias. Por medio de la Ley N° 27.630, se modifica la alícuota corporativa dispuesta en el artículo 73 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, estableciéndose un sistema de alícuotas progresivas con una tasa del 25 % al 35% dependiendo de la ganancia neta imponible acumulada y la aplicación de una retención del 7% aplicable a cualquier distribución de dividendos o utilidades que efectúen los sujetos allí comprendidos a personas humanas residentes en el país y Beneficiarios del exterior (conforme se define más abajo). Estas modificaciones comienzan a regir desde los períodos fiscales que se inicien a partir del 1° de enero de 2021, inclusive. Durante los tres (3) períodos fiscales contados a partir del que inicia desde el 1° de enero de 2018, inclusive, son aplicables las alícuotas del treinta por ciento (30%) de impuesto y siete por ciento (7%) de retención, respectivamente. En ambos casos, se aplican dichas normas, independientemente del período fiscal en el que tales dividendos o utilidades sean puestos a disposición a los mencionados accionistas.

La Ley de Reforma Tributaria establece normas específicas para la imputación de la ganancia proveniente de valores negociables que devenguen intereses y rendimientos. Asimismo, la Ley de Reforma Tributaria establece la existencia de quebrantos específicos por determinado tipo de inversiones y operaciones dependiendo del sujeto que las realice. Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

La ganancia bruta por la enajenación de las Obligaciones Negociables realizada por las Entidades Argentinas se determina deduciendo del precio de transferencia el costo de adquisición.

		Cifras en miles depesos	Cifras en miles depesos	Cifras en miles depesos
Ganancia neta imponible acumulada			Impuesto apagar
Más de	A	Pagarán un impuesto de	Más el %	Sobre el excedente de
AR$0	AR$5.000	AR$0	25%	AR$0
AR$5.000	AR$50.000	AR$1.250	30%	AR$5.000
AR$50.000	En adelante	AR$14.750	35%	AR$50.000

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c) Beneficiarios del Exterior

Por último, la Ley de Reforma Tributaria establece que tanto los intereses de Obligaciones Negociables como las ganancias de capital derivadas de la compraventa, cambio, permuta o disposición de Obligaciones Negociables que obtienen los sujetos comprendidos en el Título V de la Ley de Impuesto a las Ganancias, que se refiere a personas humanas, sucesiones indivisas o personas de existencia ideal residentes en el extranjero que obtengan una renta de fuente argentina (los “ Beneficiarios del Exterior ”) se encuentran exentos del Impuesto a las Ganancias en virtud de lo dispuesto por el inciso u) del Artículo 26 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, en la medida que (i) se trate de obligaciones negociables a que se refiere el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y (ii) que los Beneficiarios del Exterior no residan en jurisdicciones no cooperantes ni los fondos invertidos provengan de jurisdicciones no cooperantes (ver definición infra ).

En relación a esta exención se establece que la CNV está facultada a reglamentar y fiscalizar, en el ámbito de su competencia, las condiciones establecidas en el Artículo 26 inciso u) de la Ley de Impuesto a las Ganancias de conformidad con la Ley de Mercado de Capitales.

De conformidad con el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables, la exención aplicará en la medida que se cumplan los siguientes requisitos y condiciones (los “Requisitos y Condiciones de Exención”):

1) se trate de emisiones de obligaciones negociables que sean colocadas por oferta pública, contando para ello con la respectiva autorización de la CNV;

2) los fondos a obtener mediante la colocación de las Obligaciones Negociables deberán ser utilizados por el emisor para: (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en Argentina, (ii) la adquisición de fondos de comercio situados en el país, (iii) la integración de capital de trabajo en Argentina, (iv) la refinanciación de pasivos, (v) la integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas al emisor, y/o (vi) la adquisición de participaciones sociales y/o financiamiento del giro comercial de su negocio, siempre que los fondos derivados de la misma se apliquen a los destinos antes especificados;

3) el emisor 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) anterior.

En caso que la Emisora fuera una entidad financiera en el marco de la Ley N° 21.526 (la “ Ley de Entidades Financieras ”), los fondos podrán ser destinados al otorgamiento de préstamos a los que los prestatarios deberán darle el destino a que se refiere el punto (2). En este supuesto, será la entidad financiera la que deberá acreditar el destino final de los fondos en la forma que determine la CNV.

Si la emisión no cumple con los Requisitos y Condiciones de Exención, el Artículo 38 de la Ley de Obligaciones Negociables establece que decaerán los beneficios resultantes del tratamiento impositivo previsto en esa ley y, por ende, la emisora será responsable del pago de los impuestos que hubiera correspondido a los tenedores. En tal caso, el emisor debería tributar, en concepto de Impuesto a las Ganancias, la tasa máxima prevista en el Artículo 94 de la Ley de Impuesto a las Ganancias sobre el total de la renta devengada a favor de los inversores. La AFIP reglamentó mediante la Resolución General (AFIP) Nº1516/2003, modificada por la Resolución General (AFIP) N°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 y Condiciones de Exención.

Para los Beneficiarios del Exterior no rigen las disposiciones contenidas en el Artículo 28 de la Ley de Impuesto a las Ganancias ni la del Artículo 106 de la Ley N° 11.683 que subordinan la aplicación de exenciones o desgravaciones totales o parciales del Impuesto a las Ganancias a que ello no resulte en una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros. Por tal razón, la aplicación de la exención expuesta previamente no dejará de obrar en aquellos supuestos en los que por la misma pueda resultar una transferencia de ingresos a fiscos extranjeros.

En el caso de Beneficiaros del Exterior que residan en jurisdicciones no cooperantes o los fondos provengan de jurisdicciones no cooperantes, el Artículo 240 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias dispone que corresponderá aplicar la alícuota del 35% prevista en el Artículo 102 de la Ley de Impuesto a las Ganancias a la ganancia derivada de los rendimientos o intereses provenientes de las Obligaciones Negociables (por lo tanto, no exenta bajo el Artículo 26 u) previamente mencionado). La referida alícuota resultará de aplicación sobre el 100% de los intereses percibidos por el Beneficiario del Exterior residente en jurisdicciones no cooperantes o cuyos fondos provengan de jurisdicciones no cooperantes, excepto que: (i) el Beneficiario del Exterior fuera una entidad financiera supervisada por su respectivo banco central o autoridad equivalente y (ii) esté radicada: (a) en jurisdicciones cooperantes o no calificadas

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como de baja o nula tributación, o (b) en jurisdicciones que hayan suscripto con la República Argentina convenios de intercambio de información y, por aplicación de sus normas internas, no pueda alegarse secreto bancario, bursátil o de otro tipo, ante el pedido de información del respectivo fisco. En dicho caso, la referida alícuota del 35% resultaría de aplicación sobre el 43% del monto bruto de intereses pagados. Similar tratamiento correspondería si el emisor fuera una entidad financiera argentina regida por la Ley de Entidades Financieras.

Cuando se trate de una enajenación de Obligaciones Negociables realizada por Beneficiarios del Exterior y que no califique como exenta por estar el Beneficiario del Exterior radicado en una jurisdicción no cooperante o los fondos invertidos provengan de una jurisdicción no cooperante, corresponderá aplicar la alícuota del 35% prevista en el Artículo 102 de la Ley de Impuesto a las Ganancias sobre la base presunta prevista en el inciso i) del Artículo 104 de la citada ley.

La Resolución General (AFIP) N° 4227/2018 establece los distintos mecanismos de retención y/o ingreso del tributo, tanto para el caso de intereses y rendimientos como para el caso de operaciones de enajenación, de acuerdo al caso concreto de que se trate.

Según el Artículo 252 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias, en los supuestos contemplados en el último párrafo del Artículo 98 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, el enajenante Beneficiario del Exterior deberá ingresar el impuesto directamente a través del mecanismo que a esos efectos establezca la AFIP, o podrá hacerlo: (i) a través de un sujeto residente en el país con mandato suficiente o (ii) por su representante legal domiciliado en el país.

Impuesto Sobre los Bienes Personales

- Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en la Argentina

Con efectos para los períodos fiscales 2019 y siguientes, los sujetos pasivos del IBP se regirán por el criterio de residencia en los términos y condiciones establecidos en los Artículos 116 y siguientes de la Ley de Impuesto a las Ganancias, quedando sin efecto el criterio de “domicilio”. Asimismo, el Decreto N° 99/2019 aclara que toda referencia que efectúen las normas legales, reglamentarias y complementarias sobre el nexo de vinculación “domicilio” con relación al IBP, debe entenderse referida a “residencia”.

De conformidad con las modificaciones introducidas por la Ley N°27.667con efectos a partir del período fiscal 2021, inclusive, las alícuotas aplicables al gravamen a ingresar por las personas humanas residentes en Argentina y las sucesiones indivisas allí radicadas, por un valor que exceda el mínimo no imponible (bienes no incluidos en el artículo agregado a continuación del Artículo 25 de la Ley de IBP cuyo valor en conjunto sea igual o inferior a $6.000.000,00 o inmuebles destinados a casa-habitación cuyo valor sea igual o inferior a $30.000.000,00) se regirán de acuerdo a la siguiente tabla:

Valor total de los bienes que exceda el mínimo no imponible	Valor total de los bienes que exceda el mínimo no imponible	Pagarán $	Más el %	Sobre el excedente de $
Más de $	a $
0	3.000.000 inclusive	0	0,50%	0
3.000.000	6.500.000 inclusive	15.000	0,75%	3.000.000
6.500.000	18.000.000 inclusive	41.250	1,00%	6.500.000
18.000.000	100.000.000, inclusive	156.250	1,25%	18.000.000
100.000.000,	300.000.000, inclusive	1.181.250	1,50%	100.000.000
300.000.000	En adelante	4.181.250	1,75%	300.000.000

El gravamen a ingresar por los bienes situados en el exterior, será el que resulte de aplicar, sobre el valor total de los bienes situados en el exterior que exceda el mínimo no imponible no computado contra los bienes del país, las siguientes alícuotas:

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Valor total de los bienes del país y del exterior	Valor total de los bienes del país y del exterior	El valor total de los bienes situados en el exterior que exceda el mínimo no imponible no computado contra los bienes del país, pagarán el %
Más de $	a $
0	3.000.000 inclusive	0,70
3.000.000	6.500.000 inclusive	1,20
6.500.000	18.000.000 inclusive	1,80
18.000.000	En adelante	2,25

Asimismo, se ha facultado al Poder Ejecutivo Nacional, durante la vigencia del gravamen, para disminuir las alícuotas aplicables a los bienes situados en el exterior, para el caso de activos financieros situados en el exterior, en caso de verificarse la repatriación del producido de su realización, supuesto en el que podrá fijar la magnitud de la devolución de hasta el monto oportunamente ingresado. Para tales supuestos, a través del dictado del Decreto N° 912/2021 se establece (i) pautas que deben seguirse a los fines de definir el concepto de “repatriación”, y (ii) el tratamiento aplicable en caso de acaecer esa circunstancia.

Por otro lado, en caso de verificarse la repatriación de activos financieros situados en el exterior, conforme los términos establecidos en la reglamentación, se contempla que el régimen aplicable será el establecido para los bienes situados en el país. A estos fines, se entenderá por activos financieros situados en el exterior, la tenencia de moneda extranjera depositada en entidades bancarias y/o financieras y/o similares del exterior: participaciones societarias y/o equivalentes (títulos valores privados, acciones, cuotas y demás participaciones) en todo tipo de entidades, sociedades o empresas, con o sin personería jurídica, constituidas, domiciliadas, radicadas o ubicadas en el exterior incluidas las empresas unipersonales; derechos inherentes al carácter de beneficiario, fideicomisario (o similar) de fideicomisos (trusts o similares) de cualquier tipo constituidos en el exterior, o en fundaciones de interés privado del exterior o en cualquier otro tipo de patrimonio de afectación similar situado, radicado, domiciliado y/o constituido en el exterior; toda clase de instrumentos financieros o títulos valores, tales como bonos, obligaciones negociables, valores representativos y certificados de depósito de acciones, cuotapartes de fondos comunes de inversión y otros similares, cualquiera sea su denominación; créditos y todo tipo de derecho del exterior, susceptible de valor económico y toda otra especie que se prevea en la reglamentación, pudiendo también precisar los responsables sustitutos en aquellos casos en que se detecten maniobras elusivas o evasivas.

La repatriación se entenderá producida, cuando se produzca el ingreso al país, hasta el 31 de marzo de cada año, inclusive, de: (i) tenencias de moneda extranjera en el exterior y (ii) los importes generados como resultado de la realización de los activos financieros enumerados en el cuarto párrafo del artículo 25 de la Ley del IBP pertenecientes a los sujetos alcanzados por el tributo que representen, en conjunto y por lo menos, el equivalente a un cinco por ciento del total del valor de los bienes situados en el exterior.

Los fondos repatriados deben permanecer depositados en una cuenta abierta a nombre de su titular (caja de ahorro, cuenta corriente, plazo fijo u otras) en entidades comprendidas en el régimen de la Ley de Entidades Financieras, hasta el 31 de diciembre, inclusive, del año calendario en que se hubiera verificado la repatriación o, una vez cumplida la repatriación y efectuado el mencionado depósito, esos fondos se afecten, en forma parcial o total, a cualquiera de los siguientes destinos:

A. Su venta en el mercado libre de cambios, a través de la entidad financiera que recibió la transferencia original desde el exterior.

b. La adquisición de certificados de participación y/o títulos de deuda de fideicomisos de inversión productiva que constituya el BANCO DE INVERSIÓN Y COMERCIO EXTERIOR, en carácter de fiduciario y bajo el contralor del MINISTERIO DE DESARROLLO PRODUCTIVO como autoridad de aplicación, siempre que tal inversión se mantenga bajo la titularidad del contribuyente hasta el 31 de diciembre, inclusive, del año calendario en que se produjo la repatriación. Los fondos aplicados deben provenir de la misma cuenta que recibió la transferencia original desde el exterior.

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c. La suscripción o adquisición de cuotapartes de fondos comunes de inversión existentes o a crearse, en el marco de la Ley N° 24.083 y sus modificaciones, que cumplan con los requisitos exigidos por la CNV, para dicho fin y que se mantengan bajo la titularidad del contribuyente hasta el 31 de diciembre, inclusive, del año calendario en que se produjo la repatriación. Los fondos aplicados deben provenir de la misma cuenta que recibió la transferencia original desde el exterior.

Además, destacamos que con efectos a partir del período fiscal 2022, inclusive, se contempla un mecanismo de actualización respecto del monto designado como mínimo no imponible, inmuebles destinados a casa- habitación del contribuyente y para los tramos de las escalas, de forma anual, por el coeficiente que surja de la variación anual del Índice de Precios al Consumidor Nivel General (IPC) que suministre el Instituto de Estadística y Censos, correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste respecto al mismo mes del año anterior.

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Personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el exterior

Respecto del período fiscal 2019 y siguientes para las personas humanas y las sucesiones indivisas residentes en el exterior por los bienes situados en el país, corresponderá aplicar la alícuota del 0,50 % (conforme el Artículo 31 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva). Sin embargo, no corresponderá el ingreso del impuesto cuando su importe sea igual o inferior a Ps.255,75.

Resulta importante destacar que por medio de la Ley N° 27.638, con aplicación a partir del período fiscal 2021 y siguientes, se encuentran exentas del impuesto las obligaciones negociables emitidas en moneda nacional que cumplan con los Requisitos y Condiciones de Exención. En caso de no aplicar dicha exención, el impuesto se aplica (i) en el caso de obligaciones negociables con cotización, sobre el valor de mercado de las obligaciones negociables; y (ii) en el caso de obligaciones negociables sin cotización, sobre los costos de adquisición incrementado, de corresponder, en el importe de los intereses, actualizaciones y diferencias de cambio que se hubieren devengado. En ambos casos, el valor se establece al 31 de diciembre de cada año calendario.

Si bien las Obligaciones Negociables en poder de personas humanas domiciliadas o sucesiones indivisas radicadas fuera de Argentina, técnicamente estarían sujetas al IBP, el procedimiento para el cobro de este impuesto no ha sido establecido en la Ley de IBP (artículos aplicables de la Ley N°23.966 y sus modificatorias), reglamentada por el Decreto N°127/96 (y sus modificaciones). El sistema de “obligado sustituto” (conforme se define a continuación) establecido en el párrafo primero del Artículo 26 de la Ley de IBP (una persona humana, ideal o sucesión indivisa domiciliada o residente en el país que tenga el condominio, posesión, uso, goce, disposición, depósito, la tenencia, custodia, administración o guarda de bienes) no se aplica a las Obligaciones Negociables (párrafo tercero del Artículo 26 de la Ley de IBP).

La Ley de IBP establece como presunción legal irrefutable que las obligaciones negociables emitidas por emisores privados argentinos, de titularidad directa de entidades extranjeras que (a) se encuentren domiciliadas o con residencia, según el período fiscal que corresponda, en una jurisdicción que no exige que las acciones o títulos privados sean detentados en forma nominativa y (b) que (i) de conformidad con sus estatutos o su naturaleza jurídica, estén únicamente autorizadas a realizar actividades de inversión fuera de la jurisdicción de su lugar de constitución y/o (ii) no les esté permitido realizar ciertas actividades autorizadas en sus propios estatutos o por la ley aplicable en su jurisdicción de constitución, se considerarán que son de titularidad de personas humanas o sucesiones indivisas domiciliadas o radicadas o residentes en el país, según el periodo fiscal correspondiente, encontrándose, en consecuencia, sujetas al pago del IBP. En esos casos, la ley impone la obligación de abonar el IBP a una alícuota incrementada en un 100% para el emisor privado argentino (el “ Obligado Sustituto ”). De conformidad con la Ley de IBP, el Obligado Sustituto está autorizado a obtener el reintegro del importe abonado en la forma antes descripta, incluso reteniendo o ejecutando directamente los bienes que dieron origen a dicho pago.

La presunción legal precedente no se aplica a las siguientes entidades extranjeras que sean titulares directas de títulos valores: (a) compañías de seguros; (b) fondos abiertos de inversión; (c) fondos de pensión; y (d) entidades bancarias o financieras cuyas casas matrices estén constituidas o 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 22 de julio de 1996 y sus modificatorias -decreto reglamentario de la ley del impuesto- establece que la presunción legal antes analizada no se aplicará a los títulos de deuda privados, tal como es el caso de las Obligaciones

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Negociables, cuya oferta pública haya sido autorizada por la CNV y que se negocien en bolsas ubicadas en Argentina o en el extranjero. A fin de garantizar que esta presunción legal no se aplique a las Obligaciones Negociables y que la emisora no sea responsable por el IBP como Obligado Sustituto, según lo establece la Resolución General (AFIP) Nº 2151/2006 de la AFIP, la emisora 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. Si la AFIP considera que la emisora no cuenta con la documentación que acredite la autorización de la CNV o la aprobación de negociación por parte de las bolsas de valores locales o extranjeras, la emisora será responsable del pago del IBP.

Impuesto al Valor Agregado

De conformidad con el Artículo 36 bis de la Ley de Obligaciones Negociables, 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 en la sección correspondiente a Beneficiarios del Exterior. Esta exención también se extenderá a las operaciones financieras y prestaciones relativas a la emisión, suscripción, colocación, transferencia, amortización y cancelaciones de las obligaciones negociables y sus garantías.

De conformidad con la Ley del Impuesto al Valor Agregado, la transferencia de los títulos se encuentra exenta de dicho impuesto aun si no se cumplen los Requisitos y Condiciones de Exención previstos en la sección correspondiente a Beneficiarios del Exterior.

Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta

En virtud de lo dispuesto por la Ley N°27.260, el Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta se deroga para los ejercicios que se inicien a partir del 1° de enero de 2019.

Impuesto Sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias

En virtud de la Ley N°25.413, con su modificatoria, se creó un Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias (el “ICD” ) aplicable sobre: (i) los créditos y débitos efectuados en cuentas abiertas en entidades financieras que se rigen por la Ley de Entidades Financieras cualquiera fuera su naturaleza; (ii) las operatorias que efectúen las entidades financieras referidas en el punto anterior en las que los ordenantes o beneficiarios no utilicen las cuentas allí indicadas, cualquiera sea su denominación, los mecanismos empleados para llevarlos a cabo (incluso a través del movimiento de efectivo) y/o su instrumentación jurídica; y (iii) ciertos movimientos o entregas de fondos, propios o de terceros, realizados por cualquier persona, por cuenta propia o por cuenta y/o a nombre de otra, cualquiera sea el método utilizado para llevarla a cabo.

Respecto del punto (i), señalamos que la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva para los hechos imponibles que se perfeccionen a partir del 24 de diciembre de 2019 establece que cuando se lleven a cabo extracciones en efectivo, bajo cualquier forma, los débitos efectuados en las cuentas allí mencionadas, estarán sujetos al doble de la tasa vigente para cada caso, sobre el monto de los mismos. Lo mencionado anteriormente, no resultará de aplicación a las cuentas cuyos titulares sean personas humanas o personas jurídicas que revistan y acrediten la condición de Micro y Pequeñas Empresas.

Si se acreditan montos a pagar respecto de las Obligaciones Negociables (en concepto de capital, intereses u otras sumas) a obligacionistas que no gozan de un tratamiento especial, en cuentas abiertas en entidades financieras locales, el crédito correspondiente estará sujeto al impuesto a una alícuota general del 0,6%, a menos que aplique alguna exención.

En algunos casos se podrá emplear una alícuota incrementada del 1,2% y una reducida del 0,075%.

De conformidad con el Decreto N°409/2018 (publicado en el Boletín Oficial el 7 de mayo de 2018) en el caso de titulares de cuentas bancarias sujetos a la alícuota general del 0,6% y del 1,2%, el 33% del impuesto determinado y percibido por el agente de percepción sobre los montos acreditados y debitados en dichas cuentas, podrá computarse como crédito de Impuesto a las Ganancias y/o como crédito de la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas. El monto restante podrá ser deducido de la base imponible del Impuesto a las Ganancias.

En el caso de aplicarse una alícuota menor a las indicadas en el párrafo precedente, el cómputo de crédito de impuesto y/o de la Contribución Especial sobre el Capital de las Cooperativas será del 20 %.

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En el caso de micro, pequeñas y medianas empresas registradas como tales de acuerdo a lo dispuesto en la legislación argentina, el porcentaje de pago a cuenta en el Impuesto a las Ganancias puede ser mayor, según sea el caso.

Existen exenciones en este impuesto vinculadas con el sujeto y con el destino de las cuentas. Se encuentran exentos del impuesto los movimientos registrados en las cuentas corrientes especiales (Comunicación “A” 3250 del BCRA) cuando las mismas estén abiertas a nombre de personas jurídicas del exterior y en tanto se utilicen exclusivamente para la realización de inversiones financieras en el país. (Para más información ver artículo 10, inciso (s) del Anexo del Decreto N°380/2001 y sus respectivas enmiendas).

Además, el Artículo 10 inciso (a) del Anexo del Decreto N° 380/2001 establece que estarán exentos del impuesto, entre otras operaciones, los débitos y créditos correspondientes a cuentas utilizadas en forma exclusiva para las operaciones inherentes a la actividad específica y los giros y transferencias de los que sean ordenantes con igual finalidad, por los mercados autorizados por la CNV y sus respectivos agentes, las bolsas de comercio que no tengan organizados mercados de valores, cajas de valores y entidades de liquidación y compensación de operaciones autorizadas por la CNV.

Para la procedencia de ciertas exenciones y/o reducciones de alícuota de este impuesto puede ser necesario el cumplimiento del registro de las cuentas bancarias ante la autoridad fiscal (AFIP-DGI) de acuerdo a lo establecido en la Resolución General (AFIP) N°3900/2016.

Señalamos que conforme lo dispuesto por el Decreto N° 796/2021 las exenciones previstas en el Decreto N° 380/2001 y en otras normas de similar naturaleza no resultarán aplicables en aquellos casos en que los movimientos de fondos estén vinculados a la compra, venta, permuta, intermediación y/o cualquier otra operación sobre criptoactivos, criptomonedas, monedas digitales, o instrumentos similares, en los términos que defina la normativa aplicable.

La Ley N° 27.432 (promulgada y publicada en el Boletín Oficial el día 29 de diciembre de 2017), acordó la prórroga de este impuesto hasta el 31 de diciembre del 2022, inclusive.

Impuesto para una Argentina Inclusiva y Solidaria (País )

La Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva estableció, con carácter de emergencia y por el término de cinco períodos fiscales a partir de la entrada en vigencia de dicha ley, un impuesto nacional aplicable sobre determinadas operaciones de compra de billetes y divisas en moneda extranjera y demás operaciones de cambio de divisas y adquisición de servicios realizadas por sujetos residentes en el país (personas humanas o jurídicas, sucesiones indivisas y demás responsables). La alícuota aplicable es, en general, del 30%. Los inversores deberán considerar las disposiciones que les resulten aplicables según su caso concreto.

La Resolución General (AFIP) N°4815/2020 estableció sobre las operaciones alcanzadas por el PAIS y para los sujetos definidos en el Artículo 36 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva que revistan la condición de residentes en el país, en los términos del Artículo 116 y siguientes de la Ley de Impuesto a las Ganancias, la percepción del treinta y cinco por ciento (35%) sobre los montos en pesos que, para cada caso, se detallan en el Artículo 39 de la Ley de Solidaridad Social y Reactivación Productiva.

Dichas percepciones tendrán el carácter de impuesto ingresado y serán computables en la declaración jurada anual del Impuesto a las ganancias o, en su caso, del IBP, correspondientes al período fiscal en el cual fueron practicadas.

Adicionalmente, esta resolución establece un régimen de devolución para aquellos sujetos a quienes se les hubieran practicado las percepciones establecidas y que no sean contribuyentes del Impuesto a las Ganancias o, en su caso, del IBP.

Impuesto Sobre los Ingresos Brutos

El Impuesto sobre los Ingresos Brutos es un impuesto provincial que grava el ejercicio habitual y a título oneroso de una actividad económica en una jurisdicción provincial o en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Aquellos inversores que realicen actividades en forma habitual o que puedan estar sujetos a la presunción de habitualidad 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 alícuotas que varían de acuerdo con la legislación específica de cada provincia argentina y/o la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, salvo que proceda la aplicación de alguna exención. Ciertas jurisdicciones como, la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y la Provincia de Buenos

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Aires eximen los ingresos resultantes de cualquier operación relacionada con las obligaciones negociables, los intereses, actualizaciones devengadas y el valor de venta en caso de transferencia sobre las obligaciones negociables emitidas bajo la Ley de Obligaciones Negociables mientras resulte de aplicación la exención en el Impuesto a las Ganancias. Dicha exención no resulta aplicable a las actividades desarrolladas por agentes de bolsa y todo tipo de intermediarios en relación con tales operaciones.

Conforme las previsiones del Consenso Fiscal suscripto por el Poder Ejecutivo Nacional, los representantes de las Provincias y de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires el 16 de noviembre de 2017 - aprobado por el Congreso Nacional el 21 de diciembre de 2017 – (el “Consenso Fiscal” y/o el “Consenso”), las jurisdicciones provinciales asumieron diversos compromisos en relación a ciertos impuestos que se encuentran bajo su órbita.

En lo que refiere al impacto del Consenso en el Impuesto sobre los Ingresos Brutos, las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer exenciones y aplicar alícuotas máximas para ciertas actividades y períodos. El Consenso Fiscal producirá efectos sólo respecto de las jurisdicciones que lo aprueben por sus legislaturas y a partir de esa fecha. Sin embargo, destacamos que se firmaron tres acuerdos de suspensión de determinadas disposiciones del Consenso Fiscal, los cuales también producirán efectos una vez aprobados por cada una de las legislaturas de las jurisdicciones firmantes. Recientemente, por medio del acuerdo firmado entre el Poder Ejecutivo Nacional y los representantes de las provincias (excepto la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) el 27 de Diciembre de 2021 (el “Consenso Fiscal 2021”), se acordó dejar sin efecto las obligaciones asumidas en materia tributaria provincial establecidas con anterioridad a través de los Consensos Fiscales suscriptos en fecha 16 de noviembre de 2017, 13 de septiembre de 2018, 17 de diciembre de 2019 y 4 de diciembre de 2020, teniendo únicamente como exigibles aquellas cuyo cumplimiento se haya efectivizado a la fecha de la firma del Consenso Fiscal 2021, así como las que surgen expresamente de lo estipulado en el mismo.

Considerando la autonomía en materia tributaria de la cual gozan las distintas jurisdicciones provinciales incluyendo a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, los potenciales adquirentes deberán considerar la posible incidencia del Impuesto sobre los Ingresos Brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en función de su caso concreto.

Regímenes de recaudación provincial sobre créditos en cuentas bancarias

Distintos fiscos provinciales (por ejemplo, Provincia de Santa Fe, Provincia de Buenos Aires, Provincia de Corrientes, Provincia de Córdoba, Provincia de Tucumán, Provincia de Salta, etcétera) han establecido regímenes de percepción del Impuesto sobre los Ingresos Brutos que resultan aplicables a los créditos que se produzcan en las cuentas abiertas en entidades financieras, cualquiera sea su especie y/o naturaleza, quedando comprendidas la totalidad de las sucursales, cualquiera sea el asiento territorial de las mismas.

Estos regímenes se aplican, en general, 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 entre 0,01% y 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 potenciales adquirentes deberán considerar la posible incidencia del Impuesto sobre los Ingresos Brutos considerando las disposiciones de la legislación aplicable que pudiera resultar relevante en función de su caso concreto. En relación a estos regímenes, al suscribir el Consenso Fiscal las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer un mecanismo de devolución automática al contribuyente del saldo a favor generado por retenciones y percepciones, acumulado durante un plazo razonable, que en ningún caso podrá exceder los 6 (seis) meses desde la presentación de la solicitud efectuada por el contribuyente, siempre que se encuentren cumplidas las condiciones y el procedimiento establecido por las jurisdicciones locales para esa devolución. Asimismo, por medio del acuerdo suscripto el 4 de diciembre de 2020, entre la Nación y los representantes de las provincias (salvo algunas), las provincias argentinas firmantes asumieron el compromiso de procurar las medidas necesarias en los procedimientos vigentes en cada jurisdicción a efectos de aplicar mecanismos de devolución automática, compensación o transferencia de crédito del Impuesto sobre los Ingresos Brutos a aquellos contribuyentes que tengan saldos a favor generados por retenciones, percepciones y/o recaudaciones, siempre que cumplan con los requisitos específicos del caso en cuestión. Por medio del Consenso Fiscal 2021, se asumió el compromiso de procurar las medidas necesarias en los procedimientos vigentes en cada

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jurisdicción a efectos de aplicar mecanismos de devolución automática o, compensación del Impuesto sobre los Ingresos Brutos a aquellos o aquellas contribuyentes (locales o de Convenio Multilateral) que tengan saldos a favor generados por retenciones, percepciones y/o recaudaciones, siempre que cumplan con los requisitos específicos del caso en cuestión.

Los inversores deberán corroborar la existencia de tales mecanismos dependiendo de la jurisdicción involucrada.

Impuesto de Sellos

El Impuesto de Sellos es un tributo provincial, por lo que debería hacerse un análisis específico por cada jurisdicción en particular. Dicho impuesto grava en general, los actos y contratos de carácter oneroso formalizados en instrumentos públicos y/o privados, que se otorguen en la jurisdicción de cada provincia y en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y los contratos instrumentados en una de dichas jurisdicciones o en el exterior, pero que produzcan efectos en otra jurisdicción argentina.

Con respecto a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en lo que respecta a las obligaciones negociables, el Artículo 364 inciso 30 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 las Leyes N°23.576 y 23.962 y sus modificatorias están exentos. Esta exención comprende a los aumentos de capital que se realicen 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 que garanticen a la emisión, sean anteriores, simultáneas o posteriores a la misma.

Asimismo, el Artículo 364 inciso 32 del Código Fiscal de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires establece que están exentos los, actos, contratos y operaciones de cualquier naturaleza, incluyendo entregas y recepciones de dinero, vinculados y/o necesarios para posibilitar el incremento de capital social, emisión de títulos valores representativos de deuda de sus emisoras y cualesquiera otros valores negociables destinados a la oferta pública en los términos de la Ley N° 26.831, por parte de sociedades o fideicomisos financieros debidamente autorizados por la CNV a hacer oferta pública de dichos valores negociables. Esta exención ampara los actos, contratos y operaciones vinculadas con los incrementos de capital social y/o las emisiones mencionadas precedentemente, sean aquellos anteriores, simultáneos, posteriores o renovaciones de estos últimos hechos. Asimismo, esta exención no se aplica si en un plazo de 90 días corridos no se solicita la autorización para la oferta pública de dichos valores negociables ante la CNV y/o si la colocación de los mismos no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.

Además, los actos y/o instrumentos relacionados con la negociación de acciones y demás títulos valores cuya oferta pública haya sido debidamente autorizada por la CNV se encuentran exentos del Impuesto de Sellos en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires siempre que la colocación de los mismos se realice en un plazo de ciento ochenta 180 días corridos a partir de dicha autorización.

En la Provincia de Buenos Aires, el Artículo 297 inciso 45 del Código Fiscal de la citada provincia dispone una exención para los instrumentos, actos y operaciones de cualquier naturaleza, incluyendo entregas y recepciones de dinero, vinculados con la emisión de títulos representativos de deuda de sus emisores y cualquier otro título valor destinado a la oferta pública en los términos de la Ley N° 17.811 por parte de sociedades autorizadas por la CNV a hacer oferta pública. Esta exención se aplica asimismo a los instrumentos, actos, contratos, operaciones y garantías vinculadas con la citada emisión, ya sea anteriores, simultáneas o posteriores a dicha emisión. Sin embargo, esta exención queda sin efecto, si en un 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 las Obligaciones Negociables no se realiza en un plazo de 180 días corridos a partir de ser concedida la autorización solicitada.

Además, en la Provincia de Buenos Aires, el Artículo 297, inciso 46 del Código Fiscal de la citada provincia establece una exención para actos, contratos y operaciones, incluyendo entregas o recepciones de dinero, relacionados a la emisión, suscripción, colocación y transferencia de las obligaciones negociables emitidas de acuerdo con las Ley N°23.576 y con la Ley N°23.962. Esta exención comprende a los aumentos de capital que se realicen por la conversión de las obligaciones negociables indicadas en la oración anterior, 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.

Asimismo, en la Provincia de Buenos Aires, se establecen exenciones para los títulos valores debidamente autorizados para su oferta pública por la CNV siempre que se cumpla con ciertos requisitos.

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Se debe tener en consideración que cualquier transferencia de los títulos instrumentada mediante un acuerdo escrito podría estar sujeto al Impuesto de Sellos.

Producto del Consenso Fiscal, las provincias argentinas y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires asumieron el compromiso de establecer una alícuota máxima de Impuesto de Sellos del 0,75% a partir del 1° de enero de 2019, 0,5% a partir del 1° de enero de 2020, 0,25% a partir del 1° de enero de 2021 y eliminarlo a partir del 1° de enero de 2022, lo cual se encuentra sujeto al dictado de la respectiva legislación de cada jurisdicción. Sin perjuicio de lo indicado, conforme se indicara, se firmaron tres acuerdos de suspensión de determinadas disposiciones del Consenso Fiscal, los cuales producirán efectos respecto de las jurisdicciones que los aprueben por sus legislaturas y a partir de esa fecha. Además, recientemente, por medio del Consenso Fiscal 2021, se acordó dejar sin efecto las obligaciones asumidas en materia tributaria provincial establecidas con anterioridad a través de los Consensos Fiscales suscriptos en fecha 16 de noviembre de 2017, 13 de septiembre de 2018, 17 de diciembre de 2019 y 4 de diciembre de 2020, teniendo únicamente como exigibles aquellas cuyo cumplimiento se haya efectivizado a la fecha de la firma del Consenso Fiscal 2021, así como las que surgen expresamente de lo estipulado en el mismo.

Considerando las atribuciones autónomas conferidas a cada jurisdicción provincial en relación con cuestiones impositivas, debe analizarse cualquier posible efecto derivado de estas operaciones, en forma adicional al tratamiento impositivo establecido por las demás jurisdicciones provinciales.

Tasa de Justicia

En caso de que sea necesario instituir procedimientos de ejecución en relación con las Obligaciones Negociables, se impondrá la correspondiente tasa de justicia (actualmente del 3% en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires) sobre el monto de cualquier reclamo presentado ante los tribunales de Argentina con asiento en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes

A nivel provincial, la Provincia de Buenos Aires estableció un Impuesto a la Transmisión Gratuita de Bienes (el “ITGB” ) (Ley N°14.044 y sus modificatorias y Ley N°10.097, respectivamente).

Las características básicas del ITGB son las siguientes:

El ITGB alcanza al enriquecimiento que se obtenga en virtud de toda transmisión a título gratuito, incluyendo: herencias, legados, donaciones, anticipos de herencia y cualquier otra transmisión que implique un enriquecimiento patrimonial a título gratuito.
Son contribuyentes del ITGB las personas humanas y las personas jurídicas beneficiarias de una transmisión gratuita de bienes.
Para los contribuyentes domiciliados en la 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 estos 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.
En la Provincia de Buenos Aires, respecto del período fiscal 2022 están exentas del ITGB las transmisiones gratuitas de bienes cuando su valor en conjunto sea igual o inferior a $ 468.060, monto que se eleva a $1.948.800, cuando se trate de padres, hijos y cónyuges.
En cuanto a las alícuotas, se han previsto escalas progresivas del 1,6026% al 9.5131% y el pago de una suma fija de ITGB, según el grado de parentesco y la base imponible involucrada.

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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. Señalamos que a través del Consenso Fiscal 2021, las provincias argentinas asumieron el compromiso de legislar dentro del transcurso del 2022 un impuesto a todo aumento de riqueza obtenido a título gratuito como consecuencia de una transmisión o acto de esa naturaleza, que comprenda a bienes situados en su territorio y/o beneficie a personas humanas o jurídicas domiciliadas en el mismo, y aplicarán alícuotas marginales crecientes a medida que aumenta el monto transmitido a fin de otorgar progresividad al tributo, quedando alcanzadas todas las transmisiones que impliquen un enriquecimiento patrimonial a título gratuito, enumerando de manera enunciativa a las herencias, donaciones, legados y anticipos de herencia.

Ingresos de Fondos Provenientes de Jurisdicciones No Cooperantes o de Baja o Nula Tributación

De acuerdo con la presunción legal establecida en el Artículo 18.2 de la Ley N°11.683 y sus modificatorias, los ingresos de fondos provenientes de jurisdicciones no cooperantes o de baja o nula tributación se consideran como incrementos patrimoniales no justificados para el receptor local, cualquiera sea la naturaleza o tipo de operación de que se trate.

Los incrementos patrimoniales no justificados están sujetos a los siguientes impuestos:

se determinará el Impuesto a las Ganancias sobre el receptor local calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.
también se determinará el Impuesto al Valor Agregado (y de corresponder impuestos internos) sobre el receptor local, calculado sobre el 110% del monto de los fondos transferidos.

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.

Sin perjuicio que el significado del concepto “ingresos provenientes” no resulta claro, podría interpretarse como cualquier transferencia de fondos:

desde una cuenta en un país de baja o nula tributación/no cooperante o desde una cuenta bancaria abierta fuera de un país de baja o nula tributación/no cooperante pero cuyo titular sea una entidad localizada en un país de baja o nula tributación/no cooperante.
a una cuenta bancaria localizada en Argentina o a una cuenta bancaria abierta fuera de la Argentina pero cuyo titular sea un sujeto residente en Argentina a los efectos fiscales.

Conforme el Artículo 82 de la Ley de Reforma Tributaria, a los efectos previstos en las normas legales y reglamentarias, toda referencia efectuada a “países de baja o nula tributación” o “países no considerados ‘cooperadores a los fines de la transparencia fiscal’, deberá entenderse que hace alusión a “jurisdicciones no cooperantes o jurisdicciones de baja o nula tributación”, en los términos dispuestos por los Artículos 19 y 20 de la Ley de Impuesto a las Ganancias, texto ordenado en 2019 y sus modificaciones.

Por su parte, el Artículo 19 de la Ley de Impuesto a las Ganancias define a las “jurisdicciones no cooperantes” como aquellos países o jurisdicciones que no tengan vigente con la República Argentina un acuerdo de intercambio de información en materia tributaria o un convenio para evitar la doble imposición internacional con cláusula amplia de intercambio de información. Asimismo, considera como no cooperantes aquellos países que, teniendo vigente un acuerdo con los alcances antes definidos, no cumplan efectivamente con el intercambio de información. Además, los acuerdos y convenios aludidos deberán cumplir con los estándares internacionales de transparencia e intercambio de información en materia fiscal a los que se haya comprometido la República Argentina. Por último, ese artículo establece que el Poder Ejecutivo Nacional elaborará un listado de las jurisdicciones no cooperantes con base en el criterio antes descripto.

En tal sentido, el Artículo 24 del decreto reglamentario de la Ley de Impuesto a las Ganancias dispone que son consideradas como jurisdicciones “no cooperantes” en los términos del Artículo 19 de la mencionada ley, las siguientes: 1. Bosnia y Herzegovina, 2. Brecqhou, 3. Burkina Faso, 4. Estado de Eritrea, 5. Estado de la Ciudad del Vaticano, 6. Estado de Libia, 7. Estado Independiente de Papúa Nueva Guinea, 8. Estado Plurinacional de Bolivia, 9. Isla Ascensión, 10. Isla de Sark, 11. Isla Santa Elena, 12. Islas Salomón, 13. Los Estados Federados de Micronesia, 14. Mongolia, 15. Montenegro, 16. Reino de Bután, 17. Reino de Camboya, 18. Reino de Lesoto, 19. Reino de Suazilandia, 20. Reino de Tailandia, 21. Reino de Tonga, 22. Reino Hachemita de Jordania, 23. República Kirguisa, 24. República Árabe de Egipto, 25. República Árabe Siria, 26. República Argelina Democrática y Popular, 27. República Centroafricana, 28. República Cooperativa de Guyana, 29. República de

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Angola, 30. República de Bielorrusia, 31. República de Botsuana, 32. República de Burundi, 33. República de Cabo Verde, 34. República de Costa de Marfil, 35. República de Cuba, 36. República de Filipinas, 37. República de Fiyi, 38. República de Gambia, 39. República de Guinea, 40. República de Guinea Ecuatorial, 41. República de Guinea-Bisáu, 42. República de Haití, 43. República de Honduras, 44. República de Irak, 45. República de Kenia, 46. República de Kiribati, 47. República de la Unión de Myanmar, 48. República de Liberia, 49. República de Madagascar, 50. República de Malaui, 51. República de Maldivas, 52. República de Malí, 53. República de Mozambique, 54. República de Namibia, 55. República de Nicaragua, 56. República de Palaos, 57 . República de Ruanda, 58. República de Sierra Leona, 59. República de Sudán del Sur, 60. República de Surinam, 61. República de Tayikistán, 62. República de Trinidad y Tobago, 63. República de Uzbekistán, 64. República de Yemen, 65. República de Yibuti, 66. República de Zambia, 67. República de Zimbabue, 68. República del Chad, 69. República del Níger, 70. República del Paraguay, 71. República del Sudán, 72. República Democrática de Santo Tomé y Príncipe, 73. República Democrática de Timor Oriental, 74. República del Congo, 75. República Democrática del Congo, 76. República Democrática Federal de Etiopía, 77. República Democrática Popular Lao, 78. República Democrática Socialista de Sri Lanka, 79. República Federal de Somalia, 80. República Federal Democrát ica de Nepal, 81. República Gabonesa, 82. República Islámica de Afganistán, 83. República Islámica de Irán, 84. República Islámica de Mauritania, 85. República Popular de Bangladés,86. República Popular de Benín, 87. República Popular Democrática de Corea, 88. República Socialista de Vietnam, 89. República Togolesa, 90. República Unida de Tanzania, 91. Sultanato de Omán, 92. Territorio Británico de Ultramar Islas Pitcairn, Henderson, Ducie y Oeno, 93. Tristán da Cunha, y 94. Tuvalu, 95. Unión de las Comoras .

Además dicho artículo establece que la AFIP deberá informar al Ministerio de Hacienda (actual Ministerio de Economía) cualquier novedad que justifique una modificación en el listado precedente, a los fines de su actualización.

En cuanto a las jurisdicciones de baja o nula tributación, la Ley de Impuesto a las Ganancias las define como aquellos países, dominios, jurisdicciones, territorios, estados asociados o regímenes tributarios especiales que establezcan una tributación máxima a la renta empresaria inferior al sesenta por ciento (60%) de la alícuota mínima contemplada en la escala del primer párrafo del Artículo 73 de esa ley (es decir, inferior al 15%). El Artículo 25 del decreto reglamentario de la Ley del Impuesto a las Ganancias, precisó que a los fines de determinar el nivel de imposición al que alude la definición de jurisdicciones de baja o nula tributación, deberá considerarse la tasa total de tributación, en cada jurisdicción, que grave la renta empresaria, con independencia de los niveles de gobierno que las hubieren establecido. También establece que por “régimen tributario especial” se entenderá toda regulación o esquema específico que se aparta del régimen general de imposición a la renta corporativa vigente en ese país y que dé por resultado una tasa efectiva inferior a la establecida en el régimen general.

Convenios Para Evitar la Doble Imposición

Argentina posee convenios para evitar la doble imposición vigentes con varios países (Alemania, Australia, Bélgica, Bolivia, Brasil, Canadá, Chile, Dinamarca, España, Finlandia, Francia, Reino Unido, Italia, México, Noruega, Países Bajos, Rusia, Suecia, Suiza, Emiratos Árabes Unidos, Uruguay y Qatar). Los convenios firmados con China, Luxemburgo, Austria, Japón y Turquía no han entrado en vigor a la fecha de este Prospecto. Actualmente no existe ningún convenio para evitar la doble imposición internacional en vigencia entre Argentina y los Estados Unidos.

Los inversores deberán considerar el tratamiento aplicable bajo los mencionados convenios según su situación particular.

Ley de aporte extraordinario para prevenir los efectos de la pandemia

La Ley N° 27.605 sancionada en diciembre de 2020 estableció con carácter de emergencia y por única vez, un aporte extraordinario y obligatorio que recae sobre las personas humanas y sucesiones indivisas respecto de sus bienes existentes a la fecha de entrada en vigencia de la ley dispuesta a partir del 18/12/2020 (el "Aporte Extraordinario").

El mencionado Aporte Extraordinario, alcanza a los siguientes sujetos:

(a) Las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el país, por la totalidad de sus bienes situados en Argentina y en el exterior. Se incluyen aquellas personas humanas de nacionalidad argentina cuyo domicilio o residencia se encuentre en “jurisdicciones no cooperantes” o “jurisdicciones de baja o nula tributación”, en los términos de la Ley del Impuesto a las Ganancias.

(b) Las personas humanas y sucesiones indivisas residentes en el exterior (excepto las alcanzadas por el inciso anterior bajo el criterio de nacionalidad) por la totalidad de sus bienes situados en Argentina.

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El sujeto alcanzado por el Aporte Extraordinario se regirá por los criterios de residencia en los términos y condiciones establecidos en la Ley del Impuesto a las Ganancias al 31 de diciembre de 2019.

Las personas humanas residentes en el país, explotaciones unipersonales ubicadas en el país o las sucesiones allí radicadas que tengan el condominio, posesión, uso, goce, disposición, tenencia, custodia, administración o guarda de bienes sujetos al aporte, que pertenezcan a sujetos del exterior, deberán actuar como responsables sustitutos del Aporte Extraordinario, según las normas que al respecto establezca la AFIP.

En cualquier caso, los sujetos mencionados precedentemente, quedan exentos del Aporte Extraordinario cuando el valor de la totalidad de sus bienes, comprendidos y valuados en los términos de la Ley del Impuesto sobre los Bienes Personales pero con independencia del tratamiento que revistan frente a dicho gravamen y del mínimo no imponible previsto en el mismo, no exceda de los $ 200.000.000, inclusive.

Para los sujetos alcanzados en virtud de lo dispuesto en el inciso a), la base del Aporte Extraordinario se determinará computando el valor total de sus bienes en el país y en el exterior, incluidos los aportes a fideicomisos o fundaciones de interés privado y demás estructuras análogas, participaciones en sociedades u otros entes de cualquier tipo sin personalidad fiscal y participaciones directas o indirectas en sociedades u otros entes de cualquier tipo, existentes a la fecha de entrada en vigencia de esta ley.

El monto a pagar en concepto del Aporte Extraordinario, se calculará sobre la base de una escala y alícuotas progresivas que oscilan entre 2% y 5,25%, dependiendo (i) del valor total de los bienes, (ii) de su ubicación en el país o en el exterior, y (iii) de existir una repatriación de los bienes situados en el exterior.

La alícuota diferencial existente entre bienes situados en el exterior y aquellos situados en el país, se eliminará en caso de verificarse la repatriación de una parte de dichos bienes dentro de determinado plazo y en tanto los fondos permanezcan, hasta el 31 de diciembre de 2021, depositados en una cuenta bancaria abierta a nombre de su titular, o afectados, una vez efectuado ese depósito, a alguno de los destinos establecidos por el Poder Ejecutivo Nacional.

Es importante mencionar que la Ley N° 27.605 ha sido reglamentada por el Poder Ejecutivo Nacional a través del dictado del Decreto N° 42/2021, publicado en el Boletín Oficial el 29 de enero del 2021, y por la Resolución General (AFIP) N° 4930, publicada en el Boletín Oficial el 8 de febrero del 2021.

Si bien el Aporte Extraordinario fue concebido como un tributo que debe pagarse por única vez sobre bienes existentes al 18 de diciembre de 2020, es importante mencionar que en Argentina existen antecedentes de tributos que se han creado con carácter de excepcional y por tiempo acotado, que luego han extendido su vigencia por períodos adicionales (e.g., Impuesto sobre los Créditos y Débitos en Cuentas Bancarias).

Los potenciales inversores de las Obligaciones Negociables, deberán consultar a sus propios asesores impositivos acerca del alcance del mencionado Aporte Extraordinario de acuerdo a sus circunstancias particulares.

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.

e) Obligaciones Negociables

A la fecha del presente Prospecto, la Sociedad ha emitido cinco clases de Obligaciones Negociables bajo su Régimen de Emisor Frecuente, conforme se describen a continuación. En este sentido, considerando que el capital emitido de las clases de Obligaciones Negociables bajo el Régimen de Emisor Frecuente representan un monto equivalente a US$497.995.834, la Sociedad cuenta a la fecha del presente Prospecto con un monto residual por emitir equivalente a US$802.004.166. En la siguiente tabla se resumen los principales términos y condiciones de las obligaciones negociables de la Sociedad:

	Capital emitido a la fecha del	Tasa de
Obligaciones Negociables	presente Prospecto	interés	Fecha de Emisión	Vencimiento
Clase XXXI	US$ 366.118.638	8,75%	2/09/2021	2/09/2027
Clase XXXII	US$ 48.971.674	3,50%	10/08/2021	10/08/2023

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	Capital emitido a la fecha del	Tasa de
Obligaciones Negociables	presente Prospecto	interés	Fecha de Emisión	Vencimiento
Clase XXXIV	US$ 15.605.522	6,00%	10/08/2021	10/08/2024
Clase XXXV	US$ 17.300.000	0,00%	23/12/2021	23/12/2024
Clase XXXVI	US$ 50.000.000	5,65%	23/12/2021	23/12/2031

f) Declaración por parte de expertos.

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.

g) Documentos a disposición.

Podrán solicitarse copias del Prospecto y estados financieros de la Emisora referidos en el Prospecto, así como también los Suplementos de Precio en la sede social de la Emisora sita en Nicolás Repetto 3676, 3er. Piso, Olivos, Provincia de Buenos Aires, Argentina, en días hábiles en el horario de 10 a 18 hs., teléfono/fax +54 11 6090-3200. Asimismo, el Prospecto definitivo estará disponible en el Boletín Diario de la BCBA (www.bolsar.com), la página web de la CNV (www.argentina.gob.ar/cnv) en el ítem “Información Financiera” de la AIF, en la página web de la Emisora (www.genneia.com.ar), en el boletín electrónico del MAE y en la página web de la Bolsa de Comercio de Luxemburgo (www.bourse.lu).

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XII. INCORPORACIÓN DE INFORMACIÓN POR REFERENCIA

La siguiente documentación se considerará incorporada por referencia y parte del presente Prospecto conforme el art. 79 de la Sección VIII del Capítulo V del Título II de las Normas de la CNV:

• Los estados financieros consolidados auditados de la Emisora correspondientes a los últimos tres ejercicios anuales auditados finalizados el 31 de diciembre de 2021 bajo el ID 2871987, 31 de diciembre de 2020 bajo el ID 2718160 y el 31 de diciembre de 2019 bajo el ID 2585830, 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 ”);

El estado de situación financiera intermedia consolidado condensado al 31 de marzo de 2022 publicado en la AIF bajo
el ID 2893201, junto con los informes correspondientes de la Comisión Fiscalizadora y de Deloitte;
Todas las adendas o suplemento al presente Prospecto que sean preparadas periódicamente por la Emisora;
Con respecto a una Clase y/o Serie de Obligaciones Negociables en particular, el respectivo Suplemento de Prospecto
preparado en relación con dicha Clase y/o Serie; y
Todo otro documento a ser incorporado por referencia en cualquier Suplemento de Prospecto.

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 Emisora.

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EMISOR

Genneia S.A.

Nicolás Repetto 3676, 3er. Piso Olivos (1636), Provincia de Buenos Aires República Argentina

ASESORES LEGALES DE LA EMISORA

Bruchou, Fernández Madero & Lombardi

Ing. Butty 275 – Piso 12 (C1001AFA) Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina

AUDITORES

Deloitte & Co. S.A.

Florida 234, Piso 5° (C1005AAF) Ciudad Autónoma de Buenos Aires República Argentina

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AI assistant

GENNEIA S.A. — Capital/Financing Update 2022

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GENNEIA S.A.

EL PRESENTE PROSPECTO NO CUENTA CON CALIFICACIÓN DE RIESGO. LAS CALIFICACIONES PODRÁN SER SOLICITADAS AL MOMENTO DE LA EMISIÓN DE CADA SERIE O CLASE DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES, SEGÚN SE DETERMINE EN EL SUPLEMENTO DE PROSPECTO CORRESPONDIENTE.

I. ÍNDICE

II. INTRODUCCIÓN

Notificación a los Inversores

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.

Información Relevante

Declaraciones Sobre Hechos Futuros

Términos Técnicos y Regulatorios

III. INFORMACIÓN DE LA EMISORA

RESUMEN

INTRODUCCIÓN

LOS ACTIVOS DE GENNEIA

Proyecto Tipo de Energía Estado MW Cruz Alta Térmica Operativa 245,0

Desempeño operativo

Resultado Financiero

Nuestra Estrategia de Valor Sustentable

PRINCIPALES FORTALEZAS DE GENNEIA

ESTRATEGIA

INFORMACIÓN DE CONTACTO

a) Reseña Histórica

PROCEDIMIENTOS JUDICIALES

Procedimientos ante la Secretaría de Industria de la Nación

Situación con la Provincia del Chubut respecto de las Centrales de Río Mayo y Gobernador Costa

Tasas del Municipio de Puerto Madryn

Situación con IEASA.

Créditos y pasivos con IEASA

Reclamo PUI y GUI

CAMMESA

Demanda por créditos por diferencias de cambio

Penalidad por Bragado II

Penalidad por Ullum 1 y Ullum 2

b) Descripción del sector en que se desarrolla su actividad.

Antecedentes Históricos

Descripción General del Marco Regulatorio

Principales Leyes y Normas Complementarias

La Ley de Energía Eléctrica

Titularidad y Restricciones Operativas

Restricciones Verticales

Generación

Transporte

Distribución

Definición de Control

Restricciones Horizontales

Generación

Transporte

Distribución

Entidades Regulatorias

(i) El Ministerio de Economía (a través de la Secretaría de Energía)

La Secretaría de Energía

(ii) El ENRE

(iii) CAMMESA

El MEM

Descripción General

Operación del MEM

Agentes del MEM

Generación de Energía Eléctrica

Exportación e Importación de Electricidad

Transporte de Energía Eléctrica

Distribución de Electricidad

Emergencia del Sistema Eléctrico

Precios

Precio Estacional

Fondo de Estabilización: Reglamentaciones y Legislación Post Crisis Energética

Remuneración de la generación de electricidad

Esquema Remunerativo Actual – Resolución N° 31

En donde:

Remuneración de Generadores Habilitados Térmicos :

a) Pago por potencia disponible mensual

a.1) Precio Base de la Potencia para generadores que no ofrecen DIGO

a.2) Precio para la Potencia Garantizada Ofrecida DIGO, para generadores ofreciendo DIGO.

a.3) Factor de Uso (FU):

a.4) Disponibilidad Real de Potencia (DRP), para generadores que no ofrecen DIGO:

b) Remuneración por Energía Generada y Operada para centrales térmicas .

c) Remuneración por Horas de Máximo Requerimiento Térmico (“HMRT”) para generadores térmicos :

Remuneración otras tecnologías de remuneración en el mercado spot

Programa de Energía Distribuida

GENNEIA S.A. Capital/Financing Update 2022