YPF S.A. — Annual Report 2020

Mar 8, 2021

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

MEMORIA Y ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

Juntamente con el Informe de los Auditores Independientes y el Informe de la Comisión Fiscalizadora

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

MEMORIA

AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

Domicilio: Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Ejercicio Económico Nº 8 iniciado el 1° de enero de 2020

Información confeccionada sobre la base de los Estados Financieros Consolidados de YPF Energía Eléctrica S.A. y sus sociedades controladas (Información no cubierta por el informe de los Auditores Independientes)

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CONTENIDO

1.	ANTECEDENTES .......................................................................................................................................................... 1
2.	CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................................................................................. 1
3.	SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO.......................................................................................................... 2
4.	MERCADO DE GENERACIÓN ELECTRICA ..................................................................................................................... 5
5.	RESEÑA DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OPERATIVA DE LA SOCIEDAD ............................................................. 7
6.	POLÍTICA DE DIVIDENDOS ........................................................................................................................................ 14
7.	POLÍTICA DE REMUNERACIONES AL DIRECTORIO Y PLANES DE BONIFICACIÓN E INCENTIVOS .............................. 15
8.	GESTIÓN DE LA SOCIEDAD Y SISTEMA DE CONTROL INTERNO ................................................................................ 15
9.	POLÍTICA DE GESTIÓN AMBIENTAL .......................................................................................................................... 16
10.	REPORTE Y GESTIÓN DE SUSTENTABILIDAD ............................................................................................................. 18
11.	PRINCIPALES LOGROS DEL EJERCICIO Y PERSPECTIVAS ........................................................................................... 19
12.	PROPUESTA DE ASIGNACIÓN DE RESULTADOS ........................................................................................................ 22
ANEXOS
I-	CÓDIGO DE GOBIERNO SOCIETARIO

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1. ANTECEDENTES

En cumplimiento de las disposiciones legales y estatutarias vigentes tenemos el agrado de someter a vuestra consideración la Memoria y los Estados Financieros correspondientes de YPF Energía Eléctrica S.A. (en adelante “YPF Luz” o la “Sociedad”) al 31 de diciembre de 2020.

La información contenida en la presente Memoria incluye el análisis y las explicaciones de la Dirección sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones, y debe ser leída en forma conjunta con los Estados Financieros de YPF Energía Eléctrica y sus notas. Dichos Estados Financieros y notas han sido preparados de acuerdo con las NIIF, tal cual fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés) y las interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (“CINIIF”).

2. CONSIDERACIONES GENERALES

2.1. Características de la Sociedad

YPF Energía Eléctrica S.A. es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. Su domicilio legal es Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad y sus subsidiarias (en adelante y en su conjunto, el “Grupo”) consiste en:

• (i) la generación y comercialización de energía eléctrica a través de tres ciclos combinados, ubicadas en la provincia de Tucumán, dos centrales térmicas a ciclo abierto y motogeneradores ubicados en la provincia de Neuquén, dos plantas de cogeneración en la provincia de Buenos Aires, un parque eólico en la provincia de Buenos Aires y un parque eólico en la provincia de Chubut;

• (ii) proyectos de construcción de una central térmica de motogeneradores en la provincia de Chubut;

• (iii) proyecto de construcción de parques eólicos en Santa Cruz y Buenos Aires;

• (iv) comercialización de energía, y

• (v) participación indirecta a través de IDS en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de la central térmica de CDS.

Al día de hoy, el Grupo tiene una capacidad instalada de 2.249 MW, representando el 5,4% de la capacidad instalada del país, incluyendo la participación en la Central Dock Sud. Al 31 de diciembre de 2020 el Grupo generó el 5,7% de la energía demandada en la Argentina, según la última información publicada por CAMMESA.

Adicionalmente, se cuenta con proyectos en construcción por 231,3 MW.

El portafolio de activos y proyectos de generación de propiedad del Grupo se ubica en las provincias de Tucumán, Neuquén, Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz. Las centrales de generación de la Sociedad generan energía convencional y energía renovable y su suministro es dirigido para el abastecimiento del mercado eléctrico argentino por medio de CAMMESA, las operaciones de YPF y otras industrias.

Para propósitos de gestión, el Grupo está organizado en un único segmento de negocios para llevar a cabo su actividad principal de generación de energía eléctrica y su comercialización. El Grupo presenta en sus resultados operativos del estado de resultados integral únicamente la información sobre dicha actividad.

2.2. Historial de tenencia accionaria

Al 31 de diciembre de 2017, el capital social de la Sociedad ascendía a 2.506.556 representado por 2.506.555.895 acciones ordinarias, escriturales, de valor nominal 1, con derecho a un voto por acción, el cual se encuentra suscripto, integrado, emitido e inscripto.

El día 12 de enero de 2018 la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas decidió realizar un aumento de capital mediante capitalización de deuda por la suma de 303.747 representado por 303.747.096 acciones ordinarias, escriturales de valor nominal 1, y con derecho a un voto por acción, totalmente suscriptas por el accionista YPF S.A.

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Con fecha 20 de marzo de 2018, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas dispuso el aumento del capital social en la suma de 936.767 llevándolo de la suma de 2.810.303 a la suma de 3.747.070, fijando una prima de emisión de US$ 0,243934955 por acción. Dicho aumento estuvo representado por 936.767.364 acciones, ordinarias, escriturales Clase B de valor nominal 1 y con derecho a un voto por acción. El precio total de la suscripción de las nuevas acciones asciende a la suma de US$ 275.000.000. La integración de este aporte por parte de GE EFS Power Investments B.V. se fue realizado de la siguiente forma: a) US$ 135.000.000 fueron abonados el 20 de marzo de 2018 por y b) US$ 140.000.000 el 20 de marzo de 2019.

De esta manera, la composición accionaria de YPF EE luego de la emisión de acciones descripta anteriormente quedó de la siguiente manera:

	Cantidad de	Participación en el	Clase de la
Accionista
	acciones	capital social	acción
YPF S.A.	2.723.826.879	72,69218%	A
OPERADORA DE ESTACIONES DE SERVICIOS S.A.	86.476.112	2,30783%	A
GE EFS POWER INVESTMENTS B.V.	936.767.364	24,99999%	B
Total	3.747.070.355	100,00000%

Con fecha 12 de febrero de 2021, que YPF S.A. ha gravado 1.873.535.178 acciones ordinarias escriturales Clase A de la Sociedad con un derecho real de prenda en primer grado de privilegio a favor de La Sucursal Citibank N.A., establecida en la República Argentina, como agente de la garantía y en beneficio de ciertos beneficiarios, en virtud del Contrato de Prenda de Acciones y Cesión Fiduciaria con fines de Garantía celebrado por YPF S.A. con fecha 12 de febrero de 2021. La mencionada cantidad de acciones son representativas del 50% del capital social y 50% de los votos de la Sociedad. Dicha Prenda de Acciones estará sujeta a lo dispuesto por el estatuto y el Acuerdo de Accionistas de la Sociedad.

2.3. Presentación de los Estados Financieros

La Sociedad prepara sus Estados Financieros Consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (en adelante “NIIF”), tal cual fueron emitidas por el IASB.

La emisión de los Estados Financieros Consolidados de la Sociedad correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad el 3 de marzo de 2021.

3. SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO

Siendo el Grupo un conjunto de empresas cuya actividad se centra en el mercado argentino, lleva a cabo su gestión en el marco de la evolución de las principales variables del contexto macroeconómico del país. En consecuencia, cambios en las condiciones económicas, políticas y regulatorias de Argentina y las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido y se espera que sigan teniendo un impacto significativo en YPF Luz.

3.1. Principales variables

La economía argentina ha experimentado volatilidad en las últimas décadas, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo y elevados niveles variables de inflación. En la última década, varios factores influyeron en la disminución del crecimiento, incluyendo varios años de caídas en el Producto Interno Bruto (“PIB”). En particular, durante 2019, según los últimos datos publicados en el Informe de Avance del Nivel de Actividad preparado por el INDEC, la estimación preliminar mostró una variación anual negativa de la actividad económica en el PIB del 2,1% respecto a 2018.

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A partir de marzo de 2020, la actividad económica en general (y consecuentemente todas las variables referidas) se vió sustancialmente afectada por los efectos derivados del COVID-19, que determinaron no sólo la modificación de precios a nivel internacional, como ser el precio del crudo Brent a raíz de la menor demanda, sino también a nivel doméstico a partir de la disminución de la actividad económica, todo ello como consecuencia de la necesidad de disminuir las consecuencias de la pandemia a partir de la menor circulación de la gente. En este orden, la información referida al comportamiento de las variables macroeconómicas que se mencionan a continuación debe ser leída considerando también el contexto mencionado.

De acuerdo con los últimos datos publicados en el Informe Estimador Mensual de Actividad Económica confeccionado por el INDEC, la estimación preliminar mostró una variación negativa de la actividad económica en el PIB del 10,6% para los primeros once meses del año 2020 con respecto al mismo período de 2019.

Argentina ha enfrentado y continúa experimentando presiones inflacionarias. Durante 2020, el índice de precios al consumidor (IPC) elaborado por el INDEC, el cual es representativo del total de hogares del país, presentó un incremento acumulado del 36,1%, mientras que el índice de precios internos mayoristas (IPIM), elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado del 35,4% durante dicho período. Durante 2019 el incremento de precios reflejado por el IPC fue del 53,8%, mientras que el IPIM tuvo un incremento del 58,5%. En 2018, el incremento del IPC había sido del 47,6%.

En términos de balanza comercial durante 2020, de acuerdo con el informe “Intercambio comercial argentino” elaborado por el INDEC, el saldo acumulado de la balanza comercial arrojó un superávit de USD 12.528 millones, lo cual representó una disminución del 21,7% con respecto al año anterior, que se explica por una disminución de las exportaciones en USD 10.231 millones o un 15,7% y de las importaciones en USD 6.769 millones o un 13,8%, comparadas contra el año anterior, respectivamente. Durante el año 2019 de acuerdo con estimaciones preliminares del INDEC, las cifras provisionales de Argentina arrojaron un superávit de aproximadamente USD 15.990 millones, básicamente como resultado de la reducción de las importaciones.

En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 84,05 al 31 de diciembre de 2020, habiéndose incrementado aproximadamente un 40,6% desde su valor de 59,79 pesos por dólar al cierre de diciembre de 2019, o un 10,5% desde su valor de 76,08 pesos por dólar al cierre de septiembre 2020. La cotización promedio del cuarto trimestre de 2020 ascendió a 79,94 y fue un 34,8% superior al promedio registrado durante el mismo período de 2019 de 59,29.

3.2. Reestructuración de la deuda soberana

Panorama general

El 5 de febrero de 2020, el Congreso promulgó una ley autorizando al Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Economía, a realizar transacciones y negociaciones con los acreedores de Argentina para restablecer la sostenibilidad de su deuda externa pública (el “Proyecto de Ley de Sostenibilidad de la Deuda”), incluyendo la modificación de los montos de capital, vencimientos y pagos de intereses de los valores públicos emitidos por Argentina y regidos por la ley extranjera.

Deuda denominada en moneda extranjera

Regido por la ley extranjera. El 21 de abril de 2020, Argentina invitó a los tenedores de sus bonos externos en moneda extranjera emitidos en virtud de su contrato de emisión de 2005 y el contrato de emisión de 2016 con un monto de capital total de aproximadamente USD 66,5 mil millones, a intercambiar dichos bonos por bonos nuevos. La invitación contemplaba el uso de cláusulas de acción colectiva incluidas en los términos y condiciones de dichos bonos, por lo que la decisión de determinadas mayorías obligaría a los tenedores que no se presenten a la oferta de canje. Desde que anunciaron la invitación, los representantes de Argentina mantuvieron varias conversaciones con los tenedores de dichos bonos en relación con los términos de la invitación.

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El 17 de agosto de 2020, Argentina modificó la invitación para incorporar la opinión de los bonistas y el 31 de agosto de 2020 anunció que había obtenido los consentimientos de los bonistas requeridos para intercambiar o modificar el 99,01% del monto total de capital en circulación de todas las series de bonos elegibles invitado a participar en la oferta de canje. La invitación se resolvió el 4 de septiembre de 2020. Como resultado, la tasa de interés promedio que pagan los bonos externos en moneda extranjera de Argentina se redujo a 3,07%, con una tasa máxima de 5,0%, frente a una tasa de interés promedio de 7,0% y tasa máxima del 8,28% antes de la invitación. Además, se redujo en 1,9% el monto total en circulación de los bonos externos en moneda extranjera de Argentina y se amplió el vencimiento promedio de dichos bonos.

Regido por la ley argentina. El 5 de abril de 2020, el Gobierno promulgó el Decreto No. 346/2020 (i) difiriendo los pagos de capital e intereses de ciertos bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina hasta el 31 de diciembre de 2020, o hasta una fecha anterior determinada por el Ministerio de Economía, tomando en cuenta el grado de avance en el proceso diseñado para restaurar la sostenibilidad de la deuda pública argentina, y (ii) autorizando al Ministerio de Economía a realizar operaciones de gestión de pasivos u ofertas de canje, o implementar medidas de reestructuración que afecten bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina cuyos pagos hayan sido diferidos conforme a dicho Decreto.

El 18 de agosto de 2020, Argentina ofreció a los tenedores de sus bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina el canje de dichos bonos por nuevos, en términos que fueran equitativos a los términos de la invitación realizada a los tenedores de bonos extranjeros regidos por ley extranjera. El 18 de septiembre de 2020, Argentina anunció que habían participado tenedores que representaban el 99,4% del monto total de capital en circulación de todas las series de bonos elegibles invitados a participar en la oferta de canje local. Como resultado de la oferta de canje, la tasa de interés promedio pagada por los bonos argentinos en moneda extranjera regidos por la ley argentina se redujo a 2,4%, en comparación con una tasa de interés promedio de 7,6% antes del canje. Además, la oferta de canje extendió el vencimiento promedio de dichos bonos.

Deuda denominada en moneda local.

Durante 2020, Argentina buscó preservar el normal funcionamiento del mercado de capitales local para la deuda denominada en pesos, el cual se considera un factor clave para el desarrollo del mercado de capitales nacional. En particular, durante este período, el Gobierno buscó recuperar la capacidad de financiamiento del Tesoro, crear condiciones para el desarrollo de los mercados de capitales internos y generar instrumentos de ahorro con tasas reales positivas y sostenibles, reduciendo a su vez sus necesidades de financiamiento monetario y ampliando la profundidad del mercado de deuda local y la participación de inversionistas institucionales relevantes. Además, el Tesoro ha ampliado su menú de instrumentos de financiamiento para obtener los fondos necesarios para cubrir sus necesidades financieras de 2020 y diseñar el programa financiero de 2021 de acuerdo con los lineamientos delineados en el presupuesto de 2021.

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020, el Gobierno llevó a cabo varias subastas en pesos que resultaron en la emisión de pagarés del tesoro cupón cero con vencimiento entre el 31 de agosto de 2020 y el 29 de enero de 2021 por un monto total agregado de $ 833,6 mil millones y vencimiento de BONCER. en 2021, 2022 y 2023 por un monto total agregado de $ 160,4 mil millones, pagarés BADLAR por un monto agregado total de $ 156,5 mil millones, pagarés de tesorería con descuento vinculados a CER por un monto total agregado de $ 124,3 mil millones y tasa fija Bonos del Tesoro por un monto total agregado de $ 87,1 miles de millones y pagarés BADLAR por un monto total agregado de $ 53,8 mil millones.

Organismos multilaterales

A la fecha de emisión de la presente Memoria, el Gobierno ha iniciado negociaciones con el FMI para refinanciar los US$ 45.965 millones (según información obtenida del Ministerio de Economía al 31 de diciembre de 2020) pendientes en virtud del acuerdo contingente, inicialmente programado para ser reembolsado en 2021, 2022 y 2023. Los términos en el que Argentina acepta dicho refinanciamiento, los cuales aún no se han definido, se puede esperar que se realizaran de acuerdo con la capacidad del gobierno argentino para implementar reformas y políticas públicas e impulsar el crecimiento económico, lo cual también afectará la capacidad de Argentina para acceder a los mercados internacionales de capital, lo que a su vez podrá afectar las condiciones en las que empresas como nosotros acceden a dichos mercados.

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4. MERCADO DE GENERACIÓN ELECTRICA

Desde el punto de vista de la demanda, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 el consumo de energía eléctrica alcanzó los 127.306 GWh. Esto significó una disminución de 1,3% respecto del 2019 (128.946 GWh). El cuarto trimestre mostró una caída del de 2,1% respecto al mismo período de 2019 como consecuencia del distanciamiento y aislamiento social preventivo obligatorio que impactó -principalmente- sobre la actividad industrial y comercial del país. La excepción se dio en los meses de junio y julio dónde, por temperaturas menores a las presentadas en el mismo mes de 2019, el aumento en la demanda residencial compensó la caída de la demanda industrial y comercial, presentando un crecimiento interanual del 1,2% y 1,5% respectivamente, y en el mes de diciembre, donde, pese a presentar temperaturas menos cálidas que en 2019, con una mayor cantidad de personas en sus hogares hubo un crecimiento de la demanda residencial, y donde se pudo ver una recuperación de la demanda industrial, el crecimiento interanual fue del 1,3%.

Por un lado, la demanda de distribución - que incluye a los grandes usuarios bajo el distribuidor (GUDIs) y representa el 83,7% del total - cayó un 0,9%, durante el cuarto trimestre de 2020 respecto al mismo período de 2019 (1,1% en 2020 vs.2019). Esto se explica principalmente por el crecimiento de la demanda residencial, que creció 3,7% en el trimestre y 7,9% en 2020 comparado con el mismo periodo del año anterior. Si bien las temperaturas medias mensuales registradas no fueron superiores a 2019 durante el último trimestre, un mayor nivel de personas en sus hogares debido al aislamiento y distanciamiento, resultaron en un incremento del consumo de esta demanda. Asimismo, las tarifas que percibe la demanda en dólares, al encontrarse fijas en pesos argentinos desde abril de 2019, según lo establecido en la Resolución SGE 14/2019, presentaron una caída del 26%. El aumento de la demanda residencial, que representa un 56% de la demanda de la distribuidora, compensó en gran medida la caída de la demanda comercial e industrial dentro de la distribuidora. Esta última cayó 5,9% en el cuarto trimestre de 2020 y 6,4% en el año 2020 respecto a igual período del año anterior.

Por el otro lado, los grandes usuarios del MEM (GUMA y GUME) que representan el 16,3% del total, registraron una caída en su consumo del orden del 7,3% en su consumo durante el cuarto trimestre de 2020 respecto del mismo período de 2019, como resultado de la contracción económica, y una caída acumulada del 11,9% en 2020 respecto a su demanda de 2019.

Desde el punto de vista de la oferta, al 31 de diciembre de 2020 Argentina cuenta con una potencia instalada de 41.951 MW, lo cual representó un aumento de 5,7% o 2.247 MW comparado al año anterior. El 60,5% de la misma corresponde a fuentes de origen térmico, 25,8% a centrales hidroeléctricas, 9,5% a las energías renovables no convencionales (“ERNC”: eólico, solar, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biocombustibles) y 4,2% a las centrales nucleares.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 se incorporaron al sistema más de 2.445 MW, de los cuales 1.452 MW fueron de fuentes renovables (1.066 MW eólicos, 312 MW solar, 12 MW de hidro renovable y 62 MW de biogás), correspondientes de proyectos adjudicados en las licitaciones de RenovAr, la Resolución 202/2016 y de contratos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Por otro lado, se incorporaron 993 MW de centrales convencionales, de los cuales 22 MW corresponden a una repotenciación de la Central Hidroeléctrica Fuatelufú, y los 971 MW restantes a centrales térmicas, en su mayoría adjudicadas mediante la Resolución 287/2017.

La generación del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 creció un 2,2% frente al año anterior, alcanzando los 134.171 GWh. Esto no acompaña la leve caída en la demanda debido principalmente a un incremento en las exportaciones con un fuerte aumento de las exportaciones a Brasil durante el último trimestre del 2020, consecuencia de la sequía en el sur de dicho país, y disminución de las importaciones respecto al 2019, como se detalla más adelante. En particular, durante el cuarto trimestre 2020, la generación fue de 35.138 GWh, presentando un incremento del 7,2% respecto al cuarto trimestre de 2019.

La generación térmica y la hidroeléctrica fueron las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda, tanto durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 como en el cuarto trimestre de 2020. No obstante, durante el 2020 se observó una disminución acumulada de la generación hidroeléctrica del 17,7%, mientras que en el cuarto trimestre esta caída se redujo al 25,2% respecto al cuarto trimestre 2019. Esto se debió principalmente a los bajos caudales de los ríos Uruguay y Paraná, que afectaron la generación de las centrales binacionales Salto Grande y Yacyretá que cayeron 18% y 46% respecto al ejercicio 2019 respectivamente (14% y 69% durante el cuarto trimestre de 2020 respecto al cuarto trimestre del año anterior), como también en menores caudales en los ríos del Comahue.

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La energía nuclear representó el 7,5% de la generación de 2020 y las ERNC un 9,5%. Estas últimas mostraron un crecimiento del 63% respecto del año anterior (en línea con la evolución esperada). La penetración de energías renovables para el cuarto trimestre del 2020 alcanzó el 11,3%, alcanzando el máximo de participación histórica de las ERNC en la matriz de generación eléctrica del 11,9% en octubre 2020. Si bien en 2020 hubo un aumento en la participación de las ERNC, no se alcanzó el 12% de generación establecido en la Ley 27.191 (ascendiendo el porcentaje al 16% en 2021).

La generación eólica es la principal fuente de ERNC del país (73,9%), seguido por hidro renovable (10,6%), solar (9,9%) y biocombustibles (5,6%). El factor de capacidad para cada tecnología fue de alrededor de 49% para el eólico, 28,3% para las hidroeléctricas renovables, 25,5% para el solar y 64% los biocombustibles.

Al igual que los últimos años, el gas natural continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación, representando aproximadamente un 89,6% del total consumido durante 2020. El consumo alcanzó los 16,242 MMm3 o 44,5 MMm3/d; representando una caída de 5,6% respecto al año anterior. La generación térmica se completa con consumo de combustibles líquidos y carbón que alcanzó los 5,1 MMm3/d de gas equivalente; siendo un 137,4% superior al consumo de 2019. Durante el cuarto trimestre 2020, el consumo de gas natural fue de 4.462 MMm3 o 48,5 MMm3/d (89,4% del consumo total de combustibles), presentando un crecimiento de 3,1% respecto al mismo trimestre de 2019. El consumo de combustibles líquidos y carbón del cuarto trimestre promedió los 5,7 MMm3/d, presentando un aumento del 296% respecto al mismo trimestre de 2019. Gran parte del aumento en el consumo de combustibles líquidos y carbón, que aumenta el promedio anual, sucedió en los meses de noviembre y diciembre, por el aumento de la generación térmica para exportación a Brasil.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la oferta de energía se completó con cerca de 1.204 GWh importados de Brasil, Uruguay y Paraguay de origen renovable, hidroeléctrico y térmico. Estos valores corresponden al 56,2% de la importación, dado que los aportes de los ríos Uruguay y Paraguay fueron muy bajos y hubo menor nivel de excedentes en las centrales binacionales. Asimismo, las exportaciones a Uruguay y Brasil fueron aproximadamente 11 veces el valor exportado durante el mismo período de 2019, alcanzando los 3.089 GWh, 82% de estas durante el último trimestre del año, potenciadas por la sequía en el sur de Brasil. Como resultado de la operación, el costo monómico medio de generación alcanzó los 57,1 U$S/MWh, siendo 9% menor que en 2019. En el cuarto trimestre el costo medio de generación fue 51,1 U$S/MWh lo que representó una caída del 18% respecto al último trimestre de 2019.

El precio estacional, fijo desde abril 2019 a valores de la Res. SEE 14/2019 (1.872 AR$/MWh el residencial y 2.133 AR$/MWh no residencial), presentó en el cuarto trimestre de 2020 sus valores mínimos en dólares promediando 23,1 US$/MWh y 26,3 US$/MWh, respectivamente. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, estos valores promediaron 26,4 USD/MWh para la demanda residencial y 30,1 USD/MWh para la demanda no residencial. En consecuencia, el nivel de subsidios para esta demanda fue de alrededor de 51,2% llegando a un 55,3% en diciembre 2020. El promedio de los subsidios a la demanda estacional durante el 2020 fue del 50,6%.

En el caso de los GUDI, el precio fue de aproximadamente 3.020 AR$/MWh (promediando 37,2 US$/MWh durante el cuarto trimestre de 2020), lo que representó un subsidio aproximado del 25% en el 2020 y 27% durante el cuarto trimestre de 2020, alcanzando su máximo en el mes de julio (35%), y siendo de 32% en el mes de diciembre 2020. El subsidio total a la energía eléctrica (sin incluir transporte) representó un 44,8% del costo del sistema en 2020 y un 45,3% durante el cuarto trimestre de 2020.

4.1. Principales aspectos regulatorios

El 26 de febrero de 2020, la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 31/2020 que ajusta los criterios de remuneración para la generación no comprometida en cualquier tipo de contrato establecidos por la Resolución SRRyME 1/2019 y sus anteriores, a condiciones económicamente razonables, eficientes y que sean asignables y/o trasladables a la demanda. La remuneración de los generadores térmicos se compone de pagos por: potencia, energía generada y operada (asociada a la potencia rotante en cada hora), y energía generada en horas de máximo requerimiento térmico. Adicionalmente, se estableció que todos los conceptos sobre los que se remunera a los generadores incluidos se nominarán en pesos argentinos, se actualizarían mensualmente en función del IPC (60%) y el IPIM (40%) publicados por el INDEC. Esta medida se aplica a partir de las transacciones económicas correspondientes a febrero de 2020.

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El 8 de abril de 2020, el Secretario de Energía envió a CAMMESA la Nota 24910606 a través de la cual instruye se posponga, hasta nueva decisión, la aplicación del ajuste de la remuneración a los generadores sin contratos establecido por la Resolución N° 31/2020 (Anexo VI). Esta decisión se da en un contexto de aislamiento social preventivo y obligatorio, donde muchos sectores tienen impactos fuertes sobre sus ingresos.

El 10 de junio de 2020, la Secretaria de Energía a través de la Nota “NO-2020-37458730-APN-SE#MDP” instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente -del 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre de 2020- el cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos suscriptos en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), Resolución ex SE N° 712/2009, Resolución ex MEyM N° 202/2016 y de la Resolución Ex SEE N° 287/2017, y de los proyectos en el marco de la Resolución ex MEyM N° 281/2017, exclusivamente, para aquellos casos en los que no se haya alcanzado la habilitación comercial al inicio de la suspensión. Consecuentemente, se suspende temporalmente el envío de intimaciones por incumplimientos en las fechas de habilitación comercial o hitos intermedios. Sin embargo, CAMMESA deberá realizar todos los actos y gestiones necesarias a los efectos de conservar la vigencia de los derechos que la asisten en el marco de los Contratos celebrados, pudiendo requerir en su caso la renovación de garantías y cualquier acción en resguardo de sus derechos, como también de los derechos de la Secretaría de Energía y del Estado Nacional. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se emitió la Nota “NO-2020-60366379-APN-SSEE#MEC” que instruye a prorrogar los plazos mencionados previamente hasta el 15 de noviembre de 2020. Por último, durante el mes de diciembre de 2020, a través de las notas “NO-2020- 90839644-APN-SE#MEC” y “NO-2020-88681913-APNSE#MEC”, se prorrogaron nuevamente los plazos hasta el 30 de diciembre de 2020.

El 24 de septiembre de 2020, mediante la Resolución 765/2020, el Presidente de la Nación designa en el cargo de Secretario de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, al Sr. Norman Darío Martínez.

Con fecha 13 de noviembre de 2020, mediante el Decreto N° 892/2020, el Poder Ejecutivo implementó el Plan GasAr, que tiene el objetivo de promover la producción de gas natural y garantizar el abastecimiento de la demanda base y la demanda para generación eléctrica. Dicho programa establece un mecanismo de oferta de gas natural por cuenca para los productores, y una asignación a los usuarios de la demanda prioritaria – a través de las distribuidoras de gas natural, y para la generación eléctrica – a través de CAMMESA. Esto se realizará a través de contratos entre las partes de cuatro años de duración, a comenzar en enero 2021.

5. RESEÑA DE LA INFORMACIÓN FINANCIERA Y OPERATIVA DE LA SOCIEDAD

5.1. Síntesis de la Estructura Patrimonial

Estados de Situación Financiera Consolidados al 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018 y 2017 y al 1° de enero de 2017.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

31/12/2020	31/12/2019	31/12/2018	31/12/2017	01/01/2017
Activo no corriente 148.384.348 96.535.418 41.765.973 8.283.038 3.203.092 Activo corriente 30.659.286 26.622.447 16.148.905 1.102.950 1.236.511
TOTAL DEL ACTIVO 179.043.634 123.157.865 57.914.878 9.385.988 4.439.603
Patrimonio Aporte de los propietarios 8.411.982 8.411.982 8.411.982 2.506.556 58.816 Reserva, otros resultados integrales y resultados acumulados 62.382.821 37.126.778 17.109.294 1.406.831 1.688.589
TOTAL PATRIMONIO NETO 70.794.803 45.538.760 25.521.276 3.913.387 1.747.405
Pasivo Pasivo no corriente 70.190.152 58.061.762 20.722.614 3.527.153 1.901.093 Pasivo corriente 38.058.679 19.557.343 11.670.988 1.945.448 791.105
TOTAL DEL PASIVO 108.248.831 77.619.105 32.393.602 5.472.601 2.692.198
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 179.043.634 123.157.865 57.914.878 9.385.988 4.439.603

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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5.2. Síntesis de la Estructura de Resultados

Estados de Resultados Integrales Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018 y 2017.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

2020	2019	2018	2017
Ingresos por ventas 21.416.226 16.113.915 7.124.905 1.470.670 Costos de producción (10.013.353) (7.701.253) (2.401.625) (443.646)
Resultado bruto 11.402.873 8.412.662 4.723.280 1.027.024 Gastos de administración y comercialización (2.104.737) (1.329.280) (544.414) (183.508) Resultado remedición participación preexistente - - 1.785.033 - Regularización de acreencias - 611.025 - - Otros resultados operativos, netos 2.068.351 173.126 (292) (723)
Resultado operativo 11.366.487 7.867.533 5.963.607 842.793 Resultado por participación en sociedades 355.876 778.173 268.015 67.503 Resultados financieros, netos (2.014.783) (2.060.161) (1.322.522) 11.579
Resultado neto antes del impuesto a las ganancias correspondiente a operaciones continuadas 9.707.580 6.585.545 4.909.100 921.875 Impuesto a las ganancias (3.796.932) (2.358.969) (416.984) (269.105)
Resultado neto del período por operaciones continuadas 5.910.648 4.226.576 4.492.116 652.770
Resultado después del impuesto a las ganancias del período correspondiente a operaciones discontinuadas - - 13.296 193.987
Resultado neto del ejercicio 5.910.648 4.226.576 4.505.412 846.757
Otros Resultados Integrales del ejercicio - Otros resultados integrales que no se reclasificará a resultados en períodos posteriores 19.507.570 15.869.480 11.170.660 542.191 - Otros resultados integrales que se reclasificarán a resultados en períodos posteriores (162.175) (78.572) 26.391 -
Otros resultados integrales del ejercicio 19.345.395 15.790.908 11.197.051 542.191
Resultado integral total del ejercicio 25.256.043 20.017.484 15.702.463 1.388.948

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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5.3. Síntesis de la Estructura de Flujos de Efectivo

Estados de Flujos de Efectivo Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018 y 2017.

(Cifras expresadas en pesos argentinos)

2020	2019	2018	2017
Flujo neto de Efectivo de las Actividades Operativas 12.233.931 7.395.103 5.436.708 901.168 Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Inversión (11.700.448) (22.915.630) (10.829.186) (3.004.469) Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Financiación (4.409.305) 16.165.324 9.292.223 1.522.203
(Disminución) Aumento neto del efectivo (3.875.822) 644.797 3.899.745 (581.098)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo 3.450.735 9.375.548 662.509 68.733 Variación del efectivo y equivalentes de efectivo de activos mantenidos para su disposición 21.194 (21.194) - - Efectivo al inicio del ejercicio 14.700.487 4.701.336 139.082 651.447 Efectivo al cierre del ejercicio 14.296.594 14.700.487 4.701.336 139.082
(Disminución) Aumento neto del efectivo (3.875.822) 644.797 3.899.745 (581.098)

5.4. Datos Estadísticos

(no cubierto por el informe de los auditores independientes)

Energía eléctrica remunerada	Unidad 2020	2019	2018
Central Generación Tucumán Loma Campana I Loma Campana Este La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración II Parque eólico Manantiales Behr Loma Campana II – Y-GEN Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Gas Natural) Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Vapor) Los Teros I	GWh 4.021,8 3.710,2 5.247,0 GWh 628,9 715,1 452,0 GWh 42,0 45,0 33,5 GWh 874,6 820,3 873,5 K Tn 1.687,3 1.599,4 1.621,9 GWh 4,9 - - GWh 518,1 517,3 140,5 GWh 514,8 503,9 395,2 GWh 479,6 136,9 499,4 GWh 182,2 - - GWh 163,8 - -
Total GWh Total K Tn	GWh 7.430,7 6.448,7 7.641,1
	K Tn 1.687,3 1.599,4 1.621,9

Factor de carga de energía renovable Unidad 2020	2019	2018
Promedio ponderado de la capacidad instalada de losparques eólicos % 55,5 61,7 -

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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Potencia remunerada Unidad 2020	2019	2018
Central Generación Tucumán MW 718,7 682,7 700,3 Loma Campana I MW 71,7 81,6 51,6 Loma Campana Este MW 9,1 12,0 9,4 La Plata Cogeneración I MW 107,9 100,1 107,6 La Plata Cogeneración II 1,8 - - Loma Campana II – Y-GEN MW 96,8 92,9 93,7 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Gas natural) MW 257,2 256,4 232.6 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Vapor) MW 31,5 - -

5.5. Índices

31/12/2020 31/12/2019 31/12/2018	31/12/2017	01/01/2017
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente) 0,81 1,36 1,38 0,57 1,6 Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total) 0,65 0,59 0,79 0,72 0,65 Inmovilización del Capital (Activo no corriente sobre Activo Total) 0,83 0,78 0,72 0,88 0,72 Rentabilidad (Resultado del ejercicio sobre Patrimonio Neto Promedio) 10,2% 11,9% 30,6% 29,9% -

5.6. Explicaciones de los Resultados de la Sociedad

Año 2020 vs. 2019

A nivel operativo, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 la generación de energía producida por el Grupo se incrementó un 15,2% respecto a 2019, alcanzando una generación de 7.431GWh en el presente ejercicio. Asimismo, la potencia comercial disponible de energía térmica del Grupo aumentó un 5,6% alcanzando en promedio los 1.295 MW. En cuanto al factor de capacidad de energía renovable, el mismo alcanzó el 55,5% en 2020, lo que representa una disminución del 10,1%.

Los ingresos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $ 21.416,2 millones, lo que representa un aumento del 32,9% en comparación con los $ 16.113,9 millones correspondientes al 2019. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos del Grupo antes mencionados se destacan:

Mayores ingresos provenientes de nuestros contratos de abastecimiento de energía a largo plazo (PPA) por $ 5.060,9 millones, lo que representa un incremento del 64%, debido principalmente a:

• Central Térmica El Bracho: El incremento de los volúmenes de generación fue del 383,5%, gracias a la entrada en operación de la TV, tras la finalización del proyecto de cierre de ciclo, lo cual incrementó la eficiencia de la planta favoreciendo su despacho.

• Parque eólico Los Teros I: entró en operación hacia finales del tercer trimestre de 2020 con factor promedio de capacidad de 51,6%.

• Loma Campana I: tanto la disponibilidad comercial como la generación disminuyeron durante el ejercicio 12,1% y 12,0%, respectivamente debido a una falla registrada a mediados de abril de 2020 que mantuvo a la máquina fuera de servicio hasta mediados de junio 2020.

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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• Loma Campana II se produjo un aumento de su disponibilidad comercial en 4,3% comparado con el ejercicio anterior. Esto se explica principalmente por fallas experimentadas durante los meses de junio y julio de 2019. Por otro lado, la energía vendida aumentó 2,2% comparado con el año anterior como consecuencia de mayor disponibilidad. Adicionalmente, desde finales del segundo trimestre de 2020 se incrementó el despacho gracias a que la central opera fuera del sistema de transporte troncal con cupos excedentes de gas natural para este año.

• Loma Campana Este: La energía vendida disminuyó 6,7%, principalmente como consecuencia de una menor demanda de YPF S.A.

• La Plata Cogeneración tuvo una disponibilidad mayor al año anterior y al mismo tiempo tuvo un incremento de la energía y el vapor vendidos, por el mantenimiento programado realizado en los meses de mayo y junio de 2019.

• La Plata Cogeneración II entró en operación comercial el 27 de octubre de 2020, La generación de energía y la disponibilidad fueron bajas debido a indisponibilidades por obstrucciones en la cámara de combustión.

Los factores operativos indicados han sido acompañados por un incremento de los precios expresados en pesos debido a la devaluación del 40,6% registrada entre ejercicios, impactando en los precios nominados en dólares.

Menores ingresos de Energía Base por $ 0,3 millones, lo que representa una disminución de 4,3%.

En este sentido, el Complejo de Generación Tucumán experimentó una leve suba del 0,7% comparado con el año anterior. Cabe destacar que durante el cuarto trimestre de 2019 se realizó el mantenimiento de la TG N°2 en la Central de San Miguel. A su vez, la energía vendida aumentó 8,4% comparado al año anterior debido a que los bajos caudales en los ríos Paraná y Uruguay hicieron que las centrales hidroeléctricas de dicha cuenca reduzcan su producción favoreciendo el mayor despacho del parque térmico del sistema. Esta situación, junto con la condición Take or Pay del gas de Bolivia y la baja demanda prioritaria de gas natural incrementó el despacho de las centrales de Tucumán. Adicionalmente, ha impactado la baja de los ingresos de reconocimiento de costos de combustibles por la derogación de la Resolución SGE N° 70/2018 y la pesificación de las tarifas y posterior discontinuación del ajuste por inflación de las mismas, aplicable a las ventas del mes de febrero de 2020 en adelante.

Mayores ingresos por venta de vapor por $ 273,8 millones, lo que representa un incremento del 24,7%, provenientes de la Central La Plata Cogeneración, por mayores precios de venta expresados en pesos argentinos por la devaluación del ejercicio y mayores volúmenes de ventas en el presente ejercicio, debido a un mantenimiento programado durante los meses de mayo y junio de 2019.

Los costos de producción correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $ 10.013,4 millones, un 30% superior a los $ 7.701,2 millones correspondientes al año 2019, motivado principalmente por:

• Incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipo en $ 1.850,7 millones debido fundamentalmente a la apreciación de los activos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad. Adicionalmente, durante 2020 entraron en operación el Parque Eólico Los Teros (tercer trimestre), la nueva Cogeneración en La Plata y la turbina de vapor de El Bracho, éstos dos últimos durante el cuarto trimestre de 2020 con el consecuente inicio de la depreciación de los proyectos. Por último, la culminación de obras durante el cuarto trimestre de 2019, siendo la más importante el mantenimiento programado de La Plata Cogeneración impactaron, a diferencia del año anterior, durante todo el presente ejercicio. Adicionalmente, en lo relativo a los proyectos de mantenimiento de las plantas operativas se destaca la depreciación del mantenimiento de la TG N° 2 de San Miguel de Tucumán, finalizado en enero 2020.

• Disminución en las compras de combustible, gas, energía y otros por $ 502,5 millones, por la derogación de la Resolución SGE N° 70/2018 que redujo los volúmenes de compras bajo la gestión del Grupo, y a una disminución del precio del gas.

• Incremento de sueldos y cargas sociales y de otros gastos de personal por $ 350,8 millones por los incrementos salariales otorgados y por el incremento de la plantilla promedio anual.

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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• Incremento en los costos de conservación, reparación y mantenimiento y en contrataciones de obras y otros por $ 483,7 millones, por el incremento general de precios de la economía y por los trabajos de construcción de la línea de alta tensión de Santa Cruz.

• Incremento en los seguros devengados por $ 169,4 millones, por el incremento en los costos de las pólizas en dólares vigentes, principalmente relacionado con el efecto de la devaluación.

Los gastos de administración y comercialización correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $ 2.104,7 millones, con un incremento del 58,3% comparado con los $ 1.329,4 millones registrados en el año 2019, debido al incremento en el impuesto sobre los ingresos brutos y sobre los débitos y créditos bancarios, a mayores gastos de personal y el incremento de los honorarios por servicios profesionales.

Los otros resultados operativos corresponden principalmente a los intereses comerciales con CAMMESA y a multas contractuales devengadas. La Gerencia considera que dicha presentación de los intereses comerciales refleja mejor los impactos del ciclo operativo, permitiendo la presentación unificada junto con otros gastos que ya se incluyen dentro de los resultados operativos, particularmente considerando el contexto actual que profundizó el atraso en los plazos de pago a generadoras y distribuidores de energía eléctrica. Consecuentemente, las cifras correspondientes a los intereses comerciales presentados en forma comparativa fueron reclasificados del rubro “Resultados financieros, netos” al rubro “Otros resultados operativos, netos” por 71.337, a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente ejercicio.

El resultado operativo correspondiente al presente ejercicio fue de $ 11.366,5 millones debido a los factores descriptos anteriormente, un 44,5% superior en comparación con el resultado operativo de $ 7.867,5 millones correspondiente al año 2019.

Los resultados por participación en sociedades correspondientes a 2020 fueron una ganancia de $ 355,9 millones, con una disminución del 54,3% en comparación al año anterior, debido a los menores resultados reportados por nuestra sociedad relacionada Inversora Dock Sud. CDS tuvo un aumento en la disponibilidad comercial del 8,7% durante el ejercicio comparado con el año anterior. Ello se debió principalmente al mantenimiento programado durante 2019 tanto del CC N°9 como el CC N°10, seguido de una falla registrada en la TV en 2019. A su vez, la energía vendida aumentó 4,9% durante 2020 comparado con el año anterior, principalmente explicado por el aumento en la disponibilidad. Sin perjuicio de esto, cabe destacar que CDS ha sido afectada por la pesificación de tarifas y la discontinuación del ajuste por inflación de las tarifas previamente mencionado.

Los resultados financieros, netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron una pérdida de $ 2.014,8 millones, en comparación con la pérdida de $ 2.060,2 millones correspondientes a 2019. Explican esta variación:

• Incremento de los intereses negativos y otros resultados financieros por $ 972,4 millones debido al incremento de los préstamos (principalmente obligaciones negociables locales e internacionales) emitidos entre mayo y julio de 2019 que han impactado durante todo el presente ejercicio. Esta situación se ha visto atenuada por la cancelación de préstamos que devengaban tasas de interés más altas con nuevas emisiones dollar-linked realizadas durante los meses de junio y octubre de 2020 a tasas que oscilan entre 0% y 1,49%. Asimismo, debido a los proyectos finalizados durante el último trimestre se ha finalizado la capitalización de intereses requerida por las normas contables aplicables. En contraposición, se ha generado mayores intereses ganados por la gestión financiera de los excedentes de fondos.

• Incremento en la pérdida por diferencia de cambio por $ 990,2 millones, principalmente generada por los créditos fiscales acumulados por las importantes inversiones realizadas y la demora en las cancelaciones de CAMMESA, compensado parcialmente por una menor devaluación del presente ejercicio.

• Ganancia de $ 2.007,9 millones superior a la del ejercicio anterior por las operaciones con inversiones en títulos valores realizadas.

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al presente ejercicio fue negativo en $ 3.796,9 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 2.358,9 millones correspondiente a 2019. La variación se debe principalmente al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios y a la mayor conversión contable del rubro propiedades, planta y equipo, parcialmente compensado con el ajuste impositivo de dichos bienes.

Resultado neto:

El resultado neto correspondiente al presente ejercicio 2020 fue una ganancia de $ 5.910,6 millones, en comparación con la ganancia de $ 4.226,6 millones generada el año anterior.

Resultado integral:

Los otros resultados integrales correspondientes al presente ejercicio fueron positivos en $ 19.345,4 millones, en comparación con los $ 15.790,9 millones positivos registrados por este concepto durante 2019. Estos resultados provienen mayoritariamente de la diferencia de conversión de las propiedades, plantas y equipos y de los préstamos nominados en dólares, por la depreciación del peso durante el presente ejercicio y de la variación del valor razonable de los instrumentos de cobertura de caja de nuestras sociedades controladas Y-GEN e Y-GEN II.

En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $ 25.256 millones, en comparación con la ganancia de $ 20.017,5 millones durante 2019.

5.7. Principales variaciones en activos y pasivos

Al cabo del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, el Activo de la Sociedad alcanzó los $ 179.043,6 millones, lo que representó un incremento del 45,4% con respecto al saldo al 31 de diciembre de 2019.

El activo no corriente, que totalizó un valor de $ 148.384,3 millones, presenta un incremento del 53,7% con respecto al año anterior. Este incremento está originado fundamentalmente en un incremento de las Propiedades, planta y equipo en $ 55.085,2 millones, como consecuencia de las altas del ejercicio por un total de $ 23.263 millones (incluidas altas correspondientes a Luz del León S.A. que se incluyeron como “Activos mantenidos para su disposición” hasta el 30 de junio de 2020), de su apreciación en $ 41.936,6 millones teniendo en cuenta su valuación en dólares estadounidenses históricos según la moneda funcional de la Sociedad, compensado parcialmente por bajas y transferencias por $ 123,2 y las correspondientes depreciaciones por $ 4.661,9 millones. Las principales inversiones realizadas durante el ejercicio 2020 estuvieron enfocadas en la finalización del parque eólico Los Teros I, del Cierre de Ciclo de nuestra Central de El Bracho, y de la nueva Central de Cogeneración La Plata y la construcción del Parque Eólico Cañadón León (expuesto al 31 de diciembre de 2019 en el rubro “Activos mantenidos para su disposición” del estado de situación financiera consolidado).

El activo corriente, que totalizó un valor de $ 30.659,3 millones, presenta un incremento del 15,2% con respecto al año anterior. Este incremento está originado fundamentalmente por el aumento del rubro “Efectivo y equivalente de efectivo restringido”, por $ 1.292,9 por la apreciación teniendo en cuenta que se encuentra nominado en dólares y por el aumento del rubro “Créditos por ventas” en $ 2.224,7 millones como consecuencia de las mayores ventas expresadas en pesos argentinos y a un atraso en las cobranzas de CAMMESA.

En lo que respecta al Pasivo de la Sociedad, al cierre del año 2020, totalizó $ 108.248,8 millones, lo que representó un incremento del 39,5% con respecto al saldo al 31 de diciembre de 2019.

El pasivo no corriente, que totalizó $ 70.190,2 millones, tuvo un incremento del 20,9% con respecto al año anterior, motivado principalmente por un incremento en los préstamos de largo plazo por $ 8.120,6 millones como consecuencia principalmente de la emisión de obligaciones negociables en el mercado local y la depreciación del peso, y por un incremento del pasivo por impuesto diferido de $ 4.646,4 millones, atribuible principalmente al rubro Propiedades, Planta y Equipo y al ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios, parcialmente compensado por un aumento en el quebranto impositivo.

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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El pasivo corriente alcanzó un valor de $ 38.058,7 millones, lo que representó un aumento del 94,6% sobre el cierre del ejercicio 2019, como consecuencia de un incremento en los préstamos de corto plazo por $ 19.260,4 millones y una disminución en las cuentas por pagar de $ 1.562,2 como consecuencia de la disminución de actividades hacia el cierre del ejercicio por la finalización de proyectos previamente mencionada durante el tercer trimestre y principios del cuarto trimestre de 2020.

5.8. Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la generación de caja operativa alcanzó los $ 12.233,9 millones, un 65,4% superior a la del ejercicio anterior. Este incremento de $ 4.384,9 millones tuvo lugar principalmente por el aumento del EBITDA de $ 6.043,6 millones.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de $ 11.700,4 millones durante el presente ejercicio, un 48,9% menor al año anterior, con un nivel de inversiones en activos fijos que totalizaron $14.985,2 millones (incluyendo los anticipos a proveedores) e ingresos netos por operaciones con títulos valores por $3.448,9 ($ 1.440,9 durante el ejercicio anterior).

A su vez, el flujo de efectivo aplicado a las actividades de financiación alcanzó un total de $ 4.409,3 millones, lo que representa una disminución del 127,3%, en relación a la generación de fondos de 2019. Esta variación se debe principalmente a una disminución en los aportes de socios por $ 5.691 millones, una disminución neta en la toma de préstamos por $ 11.895,9 millones y un mayor pago de intereses y otros costos financieros por $ 2.987,7 millones por un mayor nivel de endeudamiento.

Adicionalmente en este ejercicio, debido a la revaluación de los saldos de efectivo y equivalentes nominados en dólares, y producto de la devaluación registrada del 40,6%, dichos saldos se incrementaron en $ 3.450,7 millones.

La generación de recursos previamente explicada deviene en una posición de efectivo y equivalentes de $ 14.296,6 millones al 31 de diciembre de 2020. Asimismo, la deuda financiera del Grupo alcanzó los $ 87.886,3 millones, siendo exigible en el corto plazo solo un aproximadamente 33% del total.

5.9. Operaciones con sociedades relacionadas

Durante 2020 hubo compras y/o ventas y operaciones de financiación con sociedades relacionadas, dentro de las condiciones generales de mercado, las que fueron detalladas en la Nota 32 a los Estados Financieros Consolidados y en la Nota 26 a los Estados Financieros Individuales.

6. POLÍTICA DE DIVIDENDOS

Todas las acciones clases A y B tienen idéntico derecho a distribución de dividendos. No existen en nuestro estatuto, en el Acuerdo de Accionistas ni en la Ley General de Sociedades disposiciones que otorguen derecho a dividendos especiales futuros solamente a determinados accionistas.

El monto y el pago de dividendos se decide por mayoría de votos de los accionistas votando como una única clase, por lo general, aunque no necesariamente, de acuerdo con las recomendaciones del Directorio.

Nuestro estatuto social y el Acuerdo de Accionistas también disponen, sujeto a las limitaciones indicadas previamente, que la Sociedad maximizará la distribución de dividendos, teniendo en consideración los siguientes parámetros: (i) que dichos dividendos sean aprobados conforme la prudente política financiera de la Sociedad; y (ii) que la Sociedad mantenga fondos suficientes, o tenga proyectado contar con fondos suficientes durante el ejercicio en el cual se apruebe la distribución de dividendos, para llevar adelante los proyectos aprobados por el Directorio con anterioridad a la distribución de dividendos.

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7. POLÍTICA DE REMUNERACIONES AL DIRECTORIO Y PLANES DE BONIFICACIÓN E INCENTIVOS

7.1. Remuneraciones del Directorio

Las normas legales vigentes establecen que la compensación anual pagada a los miembros del Directorio (incluyendo aquellos que se desempeñen como ejecutivos de la Sociedad), y del Consejo de Vigilancia en su caso, no puede exceder el 5% del resultado neto del ejercicio si la Sociedad no distribuyera dividendos por ese período, pudiendo incrementarse hasta un 25% del resultado neto si se distribuyeran dividendos. En caso del ejercicio de comisiones especiales o funciones técnico-administrativas por parte de uno o más directores, frente a ganancias reducidas o inexistencia de ganancias, sólo podrán hacerse efectivas tales remuneraciones en exceso de los límites antes mencionados, si fuesen expresamente acordadas por la asamblea de accionistas, a cuyo efecto deberá incluirse el asunto como uno de los puntos del orden del día. La retribución del Presidente, conjuntamente con la de todos los otros Directores, requiere de la ratificación de una Asamblea General Ordinaria de Accionistas.

Con fecha 29 de abril de 2020, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad aprobó por unanimidad la renuncia de los Directores de la Sociedad a percibir honorarios en su calidad de tales, por el ejercicio 2019.

En el mismo sentido, al 31 de diciembre de 2020, la Sociedad no ha registrado cargos por honorarios a Directores y Síndicos.

7.2. Planes de bonificación e incentivos

La Sociedad cuenta con un programa de pago variable a corto plazo, de pago en dinero a los empleados alcanzados, y que está basado en el cumplimiento de objetivos de resultados de la Sociedad y de las unidades de negocio, y del cumplimiento de objetivos individuales o la evaluación de desempeño obtenida por el empleado, dependiendo el encuadre gremial. La inclusión en uno u otro programa dependerá del área de personal y de la categoría profesional de cada empleado.

8. GESTIÓN DE LA SOCIEDAD Y SISTEMA DE CONTROL INTERNO

8.1. Gestión de la sociedad

Con fecha 2 de julio de 2020 el Directorio de la Sociedad designó al Sr. Santiago Martínez Tanoira como Presidente del Directorio de YPF Energía Eléctrica S.A., con mandato hasta el 20 de marzo de 2021.

El modelo de gestión de la Sociedad está basado en un esquema de división de funciones entre el Presidente del Directorio y Gerente General (CEO). En este sentido, con fecha 26 de abril de 2018 el Directorio de la Sociedad designó al Sr. Héctor Martín Mandarano como Chief Executive Officer de YPF Energía Eléctrica S.A., quien asumió el cargo en la fecha de su designación y continua en el mismo a la fecha de los presentes Estados Financieros.

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Al 31 de diciembre de 2020, el Directorio de la Sociedad se encontraba integrado de la siguiente forma:

				Finalización del
Nombre	Cargo	Representante de	Inicio del Mandato
				Mandato
Santiago Martínez Tanoira	Presidente	Clase A	5 de junio de 2020	20 de marzo de 2021
Raghuveer Kurada	Vicepresidente	Clase B	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Mauricio Alejandro Martin	Director Titular	Clase A	5 de junio de 2020	20 de marzo de 2021
Patricio Da Re	Director Titular	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Tyson Rory Yates	Director Titular	Clase B	2 de julio de 2020	20 de marzo de 2021
Juan Manuel Jasson	Director Suplente	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Gastón Marcelo Laville Bisio	Director Suplente	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Patricio Martinez Morini	Director Suplente	Clase A	7 de mayo de 2019	20 de marzo de 2021
Carlos Alberto San Juan	Director Suplente	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Fernando Gómez Zanou	Director Suplente	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021
Amanuel Haile-Mariam	Director Suplente	Clase B	28 de mayo de 2019	20 de marzo de 2021
Cody Branden Castaneda	Director Suplente	Clase B	20 de agosto de 2019	20 de marzo de 2021
María Eugenia Bianchi Pintos	Director Suplente	Clase A	20 de marzo de 2018	20 de marzo de 2021

8.2. Sistema de Control Interno

En relación con el sistema de Control Interno, la Sociedad tiene desarrolladas diversas funciones y responsabilidades, que conjuntamente a los mecanismos de control diseñados e implantados contribuyen a asegurar un grado de seguridad razonable en cuanto al adecuado cumplimiento de las leyes y disposiciones vigentes, la fiabilidad de la información financiera y la eficiencia y eficacia de las operaciones.

El enfoque en materia de control interno está basado en el principio de responsabilidad de las distintas Gerencias por la gestión de los riesgos y controles inherentes a las mismas, todo ello bajo la estricta supervisión y coordinación de la Gerencia de Compliance & Auditoría Interna, quien vela por la gestión integral de los riesgos de la Sociedad y los mecanismos de prevención, detección y respuesta, asegurando el cumplimiento de los requerimientos corporativos, regulatorios y legales que aplican.

Asimismo, el área de Auditoría interna de la Sociedad es responsable por la validación de los controles internos existentes, el aseguramiento y la evaluación de los circuitos administrativos, contables y productivos, además de proponer acciones que optimicen los procesos y el uso de los recursos económicos.

9. POLÍTICA DE GESTIÓN AMBIENTAL

El Grupo se compromete a operar en equilibrio con su entorno. En este sentido, lleva adelante su misión de generar energía eléctrica de forma rentable, eficiente y sustentable; optimizando el uso de los recursos naturales y contribuyendo al desarrollo energético del país y los mercados en los cuales participa.

La Gestión Calidad, Medio Ambiental, Seguridad y Salud (en adelante “CMASS”) de la Sociedad se basa en los siguientes 3 principios que rigen nuestro compromiso y cultura empresarial:

• a. Minimizar nuestro impacto sobre el medioambiente;

• b. Garantizar condiciones de trabajo seguras a través de la implementación de las mejores prácticas reconocidas local e internacionalmente;

• c. Mantener un ambiente laboral saludable para los trabajadores y la comunidad donde desarrollamos nuestras actividades.

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La Gestión Integrada de CMASS favorece la optimización de recursos y la obtención de los mejores resultados para lograr ser una de las principales compañías del sector de generación eléctrica, líder en energías renovables, con estándares de seguridad, tecnología, eficiencia y calidad de referencia mundial.

La Gestión CMASS comienza desde las primeras etapas del ciclo de vida de cada proyecto. Esto permite una identificación temprana de riesgos, para una correcta planificación de medidas de prevención, control, mitigación y/o compensación. Cada cambio o nuevo proyecto es analizado dentro del marco del sistema de gestión integrado.

Además, se realiza la identificación de requisitos legales aplicables (nacionales, provinciales y municipales); y de las mejores prácticas y estándares internacionales.

La Sociedad ha desarrollado un amplio programa de cumplimiento y gestión del medio ambiente que está sujeto a auditorías periódicas internas y externas por parte de TÜV Rheinland, Bureau Veritas e IRAM.

A efectos de cumplir con estas políticas, la Sociedad obtiene periódicamente certificaciones de sus sistemas de gestión ambientales. A continuación, se listan una serie de auditorías para la certificación de las normas ISO en esta materia, tras lo cual la Sociedad obtuvo los siguientes certificados:

Complejo Tucumán (Central Térmica Tucumán, Central Térmica San Miguel de Tucumán y Central El Bracho):

• ISO 14001/2015: Certificado N°. 01 10406 105437 válido hasta el 28 de mayo de 2021 (Central Térmica Tucumán y Central Térmica San Miguel de Tucumán).

• ISO 50001/2018: Certificado N° 01 407 1829923 válido hasta septiembre de 2023 para Central Térmica San Miguel y El Bracho.

Planta La Plata Cogeneración I y II:

• ISO 14001/2015: Certificado N° 01 10406 1629671 válido hasta el 12 de julio de 2022.

• ISO 50001/2018: Certificado N° 01 407 1929900 válido para LPC I hasta el 15 de diciembre de 2022.

Planta Loma Campana I y II, Loma Campana Este:

• ISO 14001/2015: Certificado N° AR-0236480 válido hasta el 13 de marzo de 2021.

• ISO 50001/2011: Certificado N° IND 19.8554 U válido hasta el 21 de agosto de 2021.

Parque Eólico Manantiales Behr:

• ISO 14001/2015: Certificado N°. AR-O237230 válido hasta el 14 de enero de 2022.

Parque Eólico Los Teros:

• ISO 14001/2015: Se certificó en diciembre 2020, debería tener validez hasta diciembre 2023. Certificado pendiente de envío por parte del ente certificador.

Seguridad y Salud

La gestión de la seguridad, higiene y salud ocupacional tiene como fin preservar la integridad de las personas, de los bienes propios y de terceros, asumiendo que:

• todos los accidentes y enfermedades del trabajo pueden ser evitados;

• el cumplimiento de las normas de seguridad, higiene y salud ocupacional establecidas es responsabilidad de todos aquellos que desarrollan actividades en las plantas; y

• la toma de conciencia de los individuos contribuye a lograr el bienestar en el trabajo y un mejor desarrollo personal y colectivo de quienes forman parte de la comunidad laboral.

El compromiso con las políticas de “Mejora Continua” compromete a la Sociedad a revisar la adecuación de la política y los objetivos para su permanente adecuación a los cambios requeridos por el mercado y la legislación vigente.

A efectos de cumplir con estas políticas, la Sociedad obtiene periódicamente certificaciones de sus sistemas de gestión.

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Calidad

La gestión de la calidad tiene como objetivo mejorar continuamente la idoneidad, adecuación y eficacia de la calidad del sistema de gestión. Se debe mejorar los procesos y los bienes y servicios teniendo en cuenta:

• los cambios en el contexto de la organización;

• la planificación de cambios: por qué de la necesidad del cambio, que aportará el cambio (KPIs y Objetivos), los recursos necesarios para implementarlo, los riesgos del cambio;

• garantizar que el sistema de gestión de calidad logra las salidas de sus resultados previstos;

• la promoción de la mejora y la innovación continua para mantener la satisfacción del cliente;

• la gestión de desvíos producidos en el desarrollo del servicio, para evitar disminuir la calidad del servicio o un error en la ejecución de los trabajos que puedan afectar la satisfacción al cliente.

El compromiso con las políticas de “Mejora Continua” compromete a la Sociedad a revisar la adecuación de la presente política y los objetivos para su permanente adecuación a los cambios requeridos por el mercado y la legislación vigente.

Activos Industriales

La gestión de activos industriales tiene como objetivo maximizar el valor de sus activos y mantenerlos en el tiempo, mediante la gestión a lo largo de todo el ciclo de vida de los activos físicos. Esto se hace a partir de un plan estratégico que contempla diseño, construcción, mantenimiento, operación y desmantelamiento.

El compromiso con las políticas de “Mejora Continua” compromete a la Sociedad a revisar la adecuación de la presente política y los objetivos para su permanente adecuación a los cambios requeridos por el mercado y la legislación vigente.

A efectos de cumplir con estas políticas, la Sociedad obtiene periódicamente certificaciones de sus sistemas de gestión. A continuación, se listan una serie de auditorías para la certificación de las normas ISO, tras lo cual la Sociedad obtuvo los siguientes certificados:

Plantas Loma Campana I y II, Loma Campana Este:

• ISO 55001/2014: Certificado N° 55000-003 válido hasta el 26 de julio de 2023.

10. REPORTE Y GESTIÓN DE SUSTENTABILIDAD

Como parte de su misión, YPF Luz busca ser una empresa “rentable, eficiente y sustentable”. La sustentabilidad forma parte de sus ejes estratégicos, está considerada dentro de sus políticas y procesos de gestión, y es además uno de los siete valores de la Sociedad.

En 2020 se presentó el segundo reporte de Sustentabilidad de YPF Luz (ypfluz.com/sustentabilidad) reflejo de la gestión 2019 en materia económica, social, ambiental y de gobernanza de la compañía. El informe, elaborado bajo el estándar internacional Global Reporting Initiative (GRI), fue expuesto a un proceso de revisión analítica por parte de Deloitte, como garantía de transparencia, precisión y conformidad de los datos presentados. Además, está en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda 2030 aprobada por Naciones Unidas.

En cuanto a las iniciativas de sustentabilidad y sus resultados en 2020, se destacan los siguientes:

• El Parque Eólico Manantiales Behr fue el más eficiente de la Argentina. Según datos aportados por CAMMESA, en 2020 tuvo el factor de capacidad más alto del país, alcanzando el 59,18% en el punto de inyección a la red (a 22km de la generación), con una generación de energía renovable anual de 514 GWh.

• La emisión directa de gases de efecto invernadero en toneladas de dióxido de carbono equivalente por MWh de energía generada disminuyó casi 1% respecto de 2019. Las emisiones totales aumentaron 14,6%, alcanzando 3 millones de toneladas debido a las pruebas de arranque y entrada en operación de nuevas centrales de la Sociedad.

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• Al mismo tiempo, hubo un ahorro de emisiones del 26 % alcanzando los 343.484 tn de CO2 debido al excelente desempeño del Parque Eólico Manantiales Behr, sumado a la entrada en operación del nuevo Parque Eólico Los Teros.

• Respecto de la extracción del agua, el vertido de efluentes líquidos y los residuos han tenido un aumento debido principalmente a los procesos de pruebas y entrada en operación del Ciclo Combinado El Bracho, en Tucumán, siendo los datos del 39%, 127% y 53% de incremento, respectivamente.

• Se certificó la Central de Cogeneración de La Plata con ISO 50.001 de gerenciamiento de energía alcanzando un total de siete centros operativos con esta certificación. También se certificó ISO 45.001 de gestión de la Salud y la Seguridad, ISO 14001 e ISO 9001 en el Parque Eólico Los Teros. Adicionalmente, la Central de Loma Campana certificó la norma ISO 55001 de Gestión de activos.

• Se adecuó el plan de inversión social a las necesidades que surgieron a raíz de la pandemia. Se realizaron 15 capacitaciones de energías renovables y 17 encuentros virtuales con referentes comunitarios en 6 localidades para identificar necesidades. Se generaron campañas de concientización sobre Covid 19 para las comunidades y se realizaron 86 donaciones. La Sociedad implementa un sistema de gestión de reclamos y sugerencias, que asegura la trazabilidad, seguimiento y respuesta de cada comunicación recibida, tanto interna como de terceros. En 2020 se recibieron y respondieron 80 consultas y reclamos en un plazo máximo de 10 días.

• En 2020, se constituyó un Comité de Sustentabilidad que trabajó en la definición de metas de mediano y largo plazo alineadas a los ODS y al Acuerdo de París.

• Durante el 2020 se capacitó al 91% de nuestros empleados en Prevención de Corrupción Nivel 2, con principal foco en el cumplimiento de la normativa aplicable y las medidas de prevención de la Sociedad. Además, continuó la implementación de mejoras sobre el proceso automático de revisión de terceras partes, con el fin de seguir brindando mayor trazabilidad e integridad en los procesos de YPF Luz. En términos de prevención en materia de Compliance continuaron las capacitaciones de cumplimiento a nuestros proveedores críticos con un enfoque principal en el Código de Conducta de YPF Luz y Anticorrupción.

• Se completó la creación de la Matriz de Riesgos de la Sociedad, incluyendo controles asociados que serán implementados en 2021. Finalizó el 100% del Plan de Auditoría 2020 y se acordaron los planes de acción mitigantes que se estarán implementando en 2021.

11. PRINCIPALES LOGROS DEL EJERCICIO Y PERSPECTIVAS

La Sociedad es una compañía de energía eléctrica rentable, eficiente y sustentable, que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa. Esta es la misión de la Sociedad, la definición más profunda de su razón de ser.

La visión de la Sociedad es lograr ser una de las principales compañías del sector de generación de energía eléctrica, líder en energías renovables, con estándares de seguridad, tecnología, eficiencia y calidad de referencia mundial.

Para el logro de esta desafiante visión, el trabajo de la Sociedad se enmarca en los siguientes lineamientos estratégicos:

• Crecimiento sustentable con rentabilidad y disciplina financiera.

• Búsqueda del liderazgo en el mercado de generación con foco en las energías renovables.

• Garantizar soluciones energéticas competitivas para nuestros clientes.

• Operaciones y procesos eficientes, confiables, transparente, íntegros y seguros.

• Desarrollar y fortalecer nuestra gente como elemento diferenciador.

• Sustentabilidad social y ambiental en nuestras operaciones.

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Asimismo, la Sociedad ha logrado consolidar una cultura que la defina como compañía, que guía su estrategia, que contribuye a cuidar su gente y forma parte de su diferencial competitivo. La cultura se basa en seis valores corporativos seleccionados y definidos con la participación de todo el personal de la compañía:

• Sustentabilidad

• Trabajo en equipo

• Foco en resultados.

• Pasión

• Agilidad

• Compromiso

• Integridad

Una de nuestras fortalezas está dada por la calidad y renombre de nuestros accionistas. YPF S.A. es propietario del 75,01% y General Electric controla el 24,99% de nuestro capital social. YPF S.A. es la mayor empresa energética de Argentina que opera una cadena de petróleo y gas totalmente integrada, con posiciones de liderazgo en el mercado, tanto en los segmentos Upstream como Downstream, es mayoritariamente de propiedad del Estado Argentino y cotiza en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en la Bolsa de Nueva York desde 1993. YPF es también uno de los mayores usuarios de electricidad en Argentina y es la mayor empresa privada del país, con contratos de compra de energía (PPA por sus siglas en inglés) por más de 180 MW de capacidad instalada. General Electric es una empresa industrial diversificada de 126 años de antigüedad con operaciones en más de 150 países y negocios que abarcan los sectores de aviación, energía y salud. Nuestros accionistas brindan un apoyo tecnológico y técnico significativo a nuestras plantas y planes de expansión, necesario para la consecución de nuestros objetivos.

Desde su creación en 2013, YPF Luz viene creciendo muy rápidamente y se transformó en pocos años de una pequeña subsidiaria de YPF S.A. a un actor importante en el mercado argentino de generación de energía.

En este sentido, en los ejercicios 2018 y 2019 se realizaron inversiones por un valor de US$ 847 millones, que permitieron finalizar varios proyectos que incrementaron significativamente nuestra oferta de energía. En materia de desarrollo de proyectos de generación de energía térmica, finalizamos la construcción de dos plantas de generación eléctrica ubicadas en las localidades de El Bracho, provincia de Tucumán, y Añelo (Loma Campana), provincia de Neuquén, y concretamos la adquisición de la Central La Plata Cogeneración (“CLPC”) a Central Puerto S.A. En materia de desarrollo de proyectos de energía renovables, en 2018 se finalizó la construcción del parque eólico Manantiales Behr, de 99 MW de potencia instalada, que cuenta con 30 aerogeneradores Vestas de 3,3 MW de potencia. Este proyecto tiene asignada prioridad de despacho en el MATER por el 100% de su potencia instalada. Este es uno de los emprendimientos eólicos más importantes del país por tamaño y calidad del recurso que permite generar energía eléctrica en la zona de Comodoro Rivadavia, reforzando el abastecimiento de la región y de las operaciones de YPF. En el primer año de operaciones (de agosto 2018 a agosto 2019), el parque tuvo el mayor rendimiento de la Argentina, y uno de los más altos a nivel mundial, con un factor de capacidad del 62%.

Con fecha 17 de septiembre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial (COD) de 99,58 MW correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I el cual se encuentra ubicado próximo a la ciudad de Azul en la Provincia de Buenos Aires. Posteriormente se obtuvo la habilitación comercial de los restantes aerogeneradores que completan PELT I, de modo de alcanzar una potencia total de 123 MW.

En el mismo sentido, con fecha 23 de octubre de 2020 CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Turbina de Vapor N° 1 de la Central Térmica El Bracho hasta una potencia máxima total de 199 MW. La Turbina de Vapor N°1 completa el ciclo combinado de El Bracho, en Tucumán, y agrega 199 MW de capacidad instalada a la turbina de gas a ciclo abierto de alta eficiencia inaugurada en 2018. De esta manera el Ciclo Combinado completo alcanzará una potencia combinada total de 473 MW.

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El nuevo ciclo combinado permite aumentar significativamente el nivel de eficiencia del proceso de generación de energía eléctrica que hasta dicho momento era de 38% para llegar a 57% y alcanzar así uno de los niveles más altos de eficiencia térmica del país. Con la finalización de esta obra, el Complejo Generación Tucumán se convierte en el centro de generación térmica más grande de la Argentina, con una capacidad instalada de 1.302 MW que puede abastecer a 2,7 millones de hogares.

Por último, con fecha 27 de octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Central Térmica Cogeneración La Plata hasta una potencia máxima total de 89,2 MW, del Agente Cogenerador YPF Energía Eléctrica S.A.

Esta nueva planta generadora se encuentra ubicada dentro del complejo industrial en Ensenada, La Plata, Provincia de Buenos Aires, la cual es de propiedad de YPF S.A. Es importante destacar que la Sociedad ha celebrado un contrato de compraventa de energía con CAMMESA bajo la Resolución de Secretaría de Energía Eléctrica N°287-E/2017 por el término de 15 años, en el cual la Sociedad se compromete a mantener una potencia de generación de 85 MW.

La mejora en la eficiencia del proceso productivo de la nueva cogeneración, que suma 90 MW de potencia instalada para la generación de energía firme y sustentable, permitirá un ahorro en el consumo de gas, ya que con el mismo gas natural que se utiliza para generar sólo vapor, se generará energía para 187 mil usuarios.

Esta planta se suma a La Plata Cogeneración I, de 128 MW, para formar hoy el Complejo de Cogeneración con mayor potencia instalada de la Argentina con 218MW, equivalente al consumo de 457 mil hogares que, además, tendrá un aporte de vapor de 400 ton/hora.

Con todo ello, el Grupo alcanzó una capacidad de generación neta de 2.249 MW.

Como se mencionó previamente, la estrategia definida por el Grupo plantea alcanzar un posicionamiento de liderazgo en el Mercado Eléctrico de Generación de Argentina, para lo cual se está avanzando en el desarrollo de los proyectos y la estructuración del negocio para llegar al desafiante objetivo planteado.

En ese sentido, la Sociedad continuó realizando inversiones destinadas principalmente a la construcción de 3 proyectos que aportarán una capacidad adicional de 231,3 MW. Estos proyectos son:

• Parque eólico Los Teros II: Se trata de un parque de 52 MW de potencia, ubicado a 6 kilómetros del proyecto “Los Teros I”. El mismo resultó adjudicatario de la prioridad de despacho para abastecer el MATER. Se prevé la habilitación comercial para el primer trimestre de 2021.

• Central térmica Manantiales Behr: Con el fin de proveer energía a las operaciones YPF S.A. se instalará en la localidad de Manantiales Behr una planta de generación térmica. La misma tendrá una potencia neta instalada de 57,5 MW. Se planea el comienzo de operación durante el primer trimestre de 2021.

• Parque eólico Cañadón León: En el marco del Programa RenovAr 2.0, la Sociedad resultó adjudicataria de un PPA con CAMMESA por 20 años para la provisión de energía renovable a través del proyecto Parque Eólico Cañadón León de 99 MW de potencia, ubicado en la provincia de Santa Cruz, a 25 kms. de la ciudad de Caleta Olivia, y aproximadamente a 100 kms. del Parque Eólico Manantiales Behr. Adicionalmente se están construyendo otros 22,8 MW, destinados a abastecer el MATER. Se planea la habilitación comercial para el segundo trimestre de 2021.

Adicionalmente, la Sociedad está desarrollando activamente nuevos proyectos, tanto de generación térmica como renovable para abastecer a la demanda de acuerdo con el marco regulatorio vigente. Por otra parte, la Sociedad está analizando en forma permanente oportunidades de negocio de adquisiciones de activos o compañías en operación, tanto en Argentina como en la región.

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La Sociedad busca captar oportunidades de mercado con los proyectos más eficientes en términos de tecnología y de costos, procurando mejorar en forma permanente. La Sociedad trabaja mirando el futuro, teniendo en cuenta las nuevas tendencias del mercado: las energías renovables, movilidad eléctrica, la acumulación de energía (baterías), las smart grids (energía distribuida combinada para sectores aislados o no) y la complementariedad de las energías renovables y las convencionales. Para esto último, se apalanca en las sinergias que tiene con sus accionistas; en el caso de YPF en lo referente al gas natural y a la producción de Vaca Muerta, lo que le permitirá tener un diferencial respecto a los demás actores del mercado, y en el caso de General Electric, que con su know-how tecnológico permitirá potenciar y acelerar los proyectos de generación eléctrica.

En materia comercial, el Grupo continúa avanzando en la construcción de una cartera de clientes de primer nivel internacional para el suministro de las energías renovables de sus parques eólicos en operación y construcción, a través de contratos de largo plazo que le otorguen seguridad y previsibilidad en sus flujos de fondos. En este aspecto se destacan los acuerdos logrados con Coca-Cola FEMSA Argentina, con Toyota Argentina y con Profertil durante 2018, para proveerles energía renovable provenientes del parque eólico Manantiales Behr, el acuerdo con Holcim Argentina en julio de 2019 para proveer la energía del Parque Eólico Los Teros y el acuerdo recientemente firmado en febrero de 2020 con Ford Argentina S.A. Adicionalmente, en octubre de 2019 el gobierno argentino autorizó el ingreso de YPF Energía Eléctrica Comercializadora S.A.U, una sociedad 100% del Grupo YPF Luz, en calidad de agente comercializador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A través de esta iniciativa, el Grupo busca poder incrementar su oferta de energías renovables por medio de la comercialización de energías de terceros y lograr el liderazgo en este segmento, siendo el nexo entre la oferta y la demanda creciente de la industria.

Para poder ejecutar su plan estratégico, la Estrategia Financiera de la Sociedad estará dirigida a:

1. Mantener una disciplina financiera.

2. Realizar una estricta alocación del capital en proyectos de inversión que superen la rentabilidad objetivo.

3. Lograr un flujo de caja positivo sostenido.

4. Incrementar el pago de los dividendos a nuestros accionistas.

Como parte de esta estrategia financiera, durante el ejercicio 2019 la Sociedad ingresó al régimen de Oferta Pública de títulos valores, y creó el Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 1.500 millones. En el marco de este programa, durante los meses de mayo, junio y julio de 2019, la Sociedad realizó dos colocaciones de Obligaciones Negociables por un valor total de US$ 500 millones. Adicionalmente, durante junio y octubre de 2020 se realizó una colocación adicional de US$ 100 millones (US$ 50 millones cada una de ellas). Estamos muy orgullosos con los resultados de nuestras primeras emisiones, tanto local como internacional, porque somos una empresa joven con solo 6 años en el mercado de generación eléctrica, pero que ya hemos logrado posicionarnos como un referente importante de la industria lo que nos ha permitido este fuerte respaldo de los mercados.

El financiamiento está siendo destinado a los proyectos de inversión que la Sociedad está construyendo y desarrollando, así como también a la integración del capital de trabajo necesario para continuar con el crecimiento previsto.

12. PROPUESTA DE ASIGNACIÓN DE RESULTADOS

Según los Estados Financieros Individuales de la Sociedad al 31 de diciembre de 2020, el saldo de resultados acumulados a dicha fecha es de $ 5.910.648.000.

Las normas legales vigentes establecen que debe destinarse a la Reserva Legal no menos del 5% de la utilidad de cada ejercicio hasta que dicha reserva alcance un monto igual al 20% del capital social (Art. 70, Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984)).

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A. MEMORIA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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En base a todo ello, el Directorio estima conveniente proponer a la Asamblea General de Accionistas el siguiente destino de utilidades: (i) destinar la suma de 260.059.000 pesos argentinos a constituir una reserva legal en los términos del Art. 70 de Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984) alcanzando la misma un monto igual al 20% del capital social; y (ii) destinar la suma de 5.650.589.000 pesos a constituir una reserva para inversiones en los términos del Artículo 70, párrafo tercero de la Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984) y sus modificaciones.

Entre otros propósitos, la presente Memoria, análisis y explicaciones de la Dirección, tiene por objeto cumplir con la información requerida por Artículo 66 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550.

EL DIRECTORIO

Buenos Aires, 3 de marzo de 2021

Anexo I

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

REPORTE SOBRE CÓDIGO DE GOBIERNO SOCIETARIO

I. INTRODUCCIÓN

El presente reporte sobre el Código de Gobierno Societario se emite con el fin de dar cumplimiento a lo dispuesto por la Resolución General de la Comisión Nacional de Valores N° 797/2019 (la “Resolución”).

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA suscribe la importancia que tiene para las empresas disponer de un sistema de gobierno corporativo que oriente la estructura y funcionamiento de sus órganos en interés de la Compañía y sus accionistas. Los pilares del sistema de gobierno corporativo de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA son la transparencia, la participación de sus accionistas, el adecuado funcionamiento del Directorio y la independencia del auditor externo. Este instrumento, junto con el estatuto, el Informe de Sustentabilidad y el Código de Ética y Conducta resaltan la apuesta decidida que hace la Compañía por el buen gobierno corporativo, la transparencia y la responsabilidad social.

II. CONTENIDOS DEL CÓDIGO DE GOBIERNO SOCIETARIO

Tal como expresa la Resolución como regla general, el Código de Gobierno Societario se estructura a partir de principios y recomendaciones o buenas prácticas, donde los principios enuncian conceptos generales que subyacen al buen gobierno societario e inspiran las prácticas recomendadas en el código y otras prácticas ad-hoc que la Compañía haya determinado como mejor para ella. El Directorio debe explicar en su reporte (a) si aplica la práctica recomendada en su totalidad y de qué modo lo hace o (b) explicar las razones por las cuales no la adopta, si contempla aplicarla en un futuro y cómo cumple actualmente con el principio que inspira a la práctica no aplicada. Este sistema propuesto por la Comisión Nacional de Valores reconoce que la práctica del gobierno societario no debe traducirse en un modelo rígido de reglas que se aplican de igual manera para todas las compañías, sino por el contrario, los principios son amplios y flexibles y otorgan un grado de libertas a las compañías para explicar la adopción o no de una determinada práctica, o si utiliza otra práctica inspirada en el principio del que se trate.

A continuación, encontrarán el reporte elaborado por la Compañía en virtud de lo requerido por la Resolución:

A. LA FUNCIÓN DEL DIRECTORIO

Principios

• I. La compañía debe ser liderada por un Directorio profesional y capacitado que será el encargado de sentar las bases necesarias para asegurar el éxito sostenible de la compañía. El Directorio es el guardián de la compañía y de los derechos de todos sus Accionistas.

• II. El Directorio deberá ser el encargado de determinar y promover la cultura y valores corporativos. En su actuación, el Directorio deberá garantizar la observancia de los más altos estándares de ética e integridad en función del mejor interés de la compañía.

• III. El Directorio deberá ser el encargado de asegurar una estrategia inspirada en la visión y misión de la compañía, que se encuentre alineada a los valores y la cultura de la misma. El Directorio deberá involucrarse constructivamente con la gerencia para asegurar el correcto desarrollo, ejecución, monitoreo y modificación de la estrategia de la compañía.

• IV. El Directorio ejercerá control y supervisión permanente de la gestión de la compañía, asegurando que la gerencia tome acciones dirigidas a la implementación de la estrategia y al plan de negocios aprobado por el Directorio.

• V. El Directorio deberá contar con mecanismos y políticas necesarias para ejercer su función y la de cada uno de sus miembros de forma eficiente y efectiva.

• 1 El Directorio genera una cultura ética de trabajo y establece la visión, misión y valores de la compañía.

El Directorio de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. (en adelante, “YPF LUZ” o la “Compañía”, indistintamente) establece los lineamientos estratégicos de la Compañía a través de la visión, misión y valores.

La misión de YPF LUZ es ser una compañía de energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa. Por su parte, la visión es ser una de las principales compañías del sector de generación de energía eléctrica, líder en energías renovables, con estándares de seguridad, tecnología, eficiencias y calidad de referencia mundial.

Los lineamientos estratégicos que han sido delimitados por el Directorio son:

• crecimiento sustentable con rentabilidad y disciplina financiera,

• búsqueda de liderazgo en el mercado de generación, con foco en las energías renovables,

• garantizar soluciones energéticas competitivas para los clientes,

• operaciones y procesos eficientes, confiables, transparentes, íntegros y seguros,

• desarrollar y fortalecer a los empleados como elemento diferenciador, y

• sustentabilidad social y ambiental en las operaciones.

Una vez establecidos los lineamientos estratégicos, el Directorio inició un proceso de definición de valores con el aporte de quienes forman parte de YPF LUZ. A partir de una encuesta a todos los empleados, se identificaron valores que las personas entendían debían representar a la Compañía. Luego esta información se utilizó en el proceso de definición del que participaron el equipo directivo junto con los gerentes regionales y, finalmente, se validó y revisó con los empleados a través del Comité de Clima.

Los valores de YPF LUZ son:

• Trabajo en equipo,

• Agilidad,

• Compromiso,

• Pasión,

• Sustentabilidad,

• Foco en resultados

• Integridad

• 2 El Directorio fija la estrategia general de la compañía y aprueba el plan estratégico que desarrolla la gerencia. Al hacerlo, el Directorio tiene en consideración factores ambientales, sociales y de gobierno societario. El Directorio supervisa su implementación mediante la utilización de indicadores clave de desempeño y teniendo en consideración el mejor interés de la compañía y todos sus accionistas.

Para desarrollar la estrategia general de la Compañía la gerencia realiza una serie de reuniones en las cuales se analiza el contexto interno y externo, la relación con stakeholders y las fortalezas, debilidades, oportunidades y amenazas de la organización. Dicho análisis conlleva a la definición de objetivos estratégicos, iniciativas estratégicas e indicadores clave de performance ( Key Performance Indicators , en adelante “KPIs”) de seguimiento, que son presentados en conjunto ante el Comité de Dirección y luego al Directorio.

La implementación es supervisada mediante la utilización de indicadores clave de desempeño que son también presentados al Directorio para su consideración.

La estrategia de la Compañía está orientada a ser una compañía de energía eléctrica rentable, eficiente y sustentable, que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa. El Plan Estratégico 2019-2023 de la Compañía, se basa en aumentar significativamente la capacidad instalada de generación térmica eficiente y renovable mediante nuevos desarrollos y adquisiciones.

Para llevar adelante este plan, se definieron los siguientes lineamientos estratégicos:

• Crecimiento sustentable con rentabilidad y disciplina financiera;

• Búsqueda del liderazgo en el mercado de generación con foco en las energías renovables;

• Garantizar soluciones energéticas competitivas para nuestros clientes

• Operaciones y procesos eficientes, confiables, transparentes, íntegros y seguros;

• Desarrollar y fortalecer nuestra gente como elemento diferenciador;

• Sustentabilidad social y ambiental en nuestras operaciones;

En consecuencia, se definieron los objetivos estratégicos, agrupados en cuatro perspectivas:

Financiera :

• Robustecer la compañía para asegurar el crecimiento en forma sustentable, con rentabilidad y generación de valor;

• Mantener solvencia financiera que permita aprovechar oportunidades de crecimiento .

Mercado y entorno:

• Consolidar la participación de mercado con liderazgo en renovables;

• Generar soluciones energéticas integradas que permitan el desarrollo y aseguren la sostenibilidad de la compañía;

• Ser el principal proveedor de energía de YPF SA;

• Ser reconocido como un referente del Mercado de Energía Argentino.

Procesos internos :

• Asegurar la excelencia operativa con altos estándares, optimización de costos y mejora de procesos;

• Gestionar efectivamente la relación con todas las partes interesadas;

• Gestionar eficientemente con integridad el cumplimiento con las normativas, políticas, procesos y altos estándares;

• Alcanzar la excelencia en la sustentabilidad social, ambiental y gobierno corporativo.

Nuestra gente :

• Consolidad el quipo con espacio para la diversidad;

• Mantener un alto nivel de conocimiento técnico y profesionalismo;

• Fortalecer el liderazgo;

• Sentirse orgulloso de pertenecer

Cada objetivo estratégico tiene aparejadas iniciativas estratégicas asociadas a un plan de acción que impulse el logro

de los mismos. Las iniciativas estratégicas son revisadas en forma semestral junto con la estrategia, para luego presentar el avance y revisión al Comité de Dirección.

El seguimiento de la estrategia se realiza mediante el seguimiento de KPIs estratégicos que son presentados a la gerencia en el comité mensual.

Cada año calendario tanto los objetivos compañía, de unidad como individuales deben estar alineados al plan estratégico global, aportando al logro de los objetivos estratégicos, de la misión y la visión y alineados con los lineamientos y valores de la compañía.

Por su parte, la gestión de la calidad, medio ambiente, seguridad y salud de la Compañía se basa en tres principios que rigen el compromiso de la cultura empresarial:

• Minimizar el impacto sobre el medio ambiente,

• Garantizar condiciones de trabajo seguras a través de las mejores prácticas reconocidas local e internacionalmente,

• Mantener un ambiente laboral saludable para los trabajadores y la comunidad donde se desarrollan actividades.

• A partir de estos principios, se definen 11 vectores estratégicos rectores para el Plan de Objetivos y Metas:

• 1 Liderazgo,

• 2 Sistema de gestión,

• 3 Gestión de incidentes,

• 7 Gestión de emergencias,

• 8 Gestión de contratistas,

• 9 Salud,

• 4 Auditorías, 10 Prevención del impacto ambiental y social negativo, 5 Gestión del riesgo, 11 Formación.

• 6 Cumplimiento normativo,

La Compañía cuenta con un programa sostenido de inversión social que contempla el desarrollo de iniciativas y un diálogo abierto y constante con los diferentes actores locales involucrados. El objetivo es identificar impactos resultantes de las actividades de la empresa, atender consultas y reclamos, y aportar con acciones de inversión social que sean relevantes para cada Comunidad. El Plan de Inversión Social tiene foco en la educación, en el uso eficiente de la energía, y en mejorar la calidad de vida e infraestructura de las Comunidades donde la empresa opera.

Con el objetivo de fomentar iniciativas voluntarias que ofrezcan soluciones creativas, flexibles y eficientes a las necesidades públicas, se desarrolló una Política de Inversión Social y Donaciones. Esta comprende toda donación, acción de voluntariado, compromiso y/o acción de relación con la Comunidad y cualquier otra inversión asociada a proyectos sociales, comunitarios o institucionales. Cada donación o acción de inversión social realizada por YPF Luz se gestiona y evalúa de acuerdo con lo establecido en esta política.

La estrategia de inversión social se encuentra alineada con los siguientes Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) de la ONU:

• Objetivo 4: Educación de calidad.

• Objetivo 7: Energía asequible y no contaminante.

• Objetivo 11: Ciudades y Comunidades Sostenibles.

• Objetivo 17: Alianzas para lograr los objetivos.

• 3 El Directorio supervisa a la gerencia y asegura que ésta desarrolle, implemente y mantenga un sistema adecuado de control interno con líneas de reporte claras.

Nuestro sistema de control interno cuanta con diversas funciones y responsabilidades que, a través de mecanismos de control diseñados e implantados, contribuyen a asegurar el cumplimiento de las leyes y de las disposiciones vigentes, la fiabilidad de la información financiera y la eficiencia y eficacia de nuestras operaciones.

Tal como se comentó en el punto anterior, de forma anual se definen los objetivos a nivel Compañía, unidad e individuales. De esta manera, el Directorio supervisa a la Gerencia mediante el nivel de cumplimiento de dichos objetivos, ya que los mismos deben estar alineados con la estrategia de la empresa. Puntualmente, se presenta al Directorio el nivel de cumplimiento de los objetivos individuales de la primera línea de Gerencia con el fin de que pueda evaluar su desempeño.

Asimismo, y en virtud de supervisar el cumplimiento de la estrategia, se realiza el seguimiento mensual de KPIs, los cuales monitorean el nivel de consecución de los objetivos estratégicos. Dichos KPIs se emiten de forma mensual, de forma que permita a la Gerencia tomar las oportunas decisiones para asegurar la consecución del plan estratégico de la Compañía.

Adicionalmente, la Gerencia presenta al Directorio de manera mensual un reporte de gestión, el cual contiene información sobre el estado de los proyectos de la Compañía, operaciones, recursos humanos, resultados, entre otros.

• 4 El Directorio diseña las estructuras y prácticas de gobierno societario, designa al responsable de su implementación, monitorea la efectividad de las mismas y sugiere cambios en caso de ser necesarios.

La Compañía ha emitido obligaciones negociables y se encuentra en consecuencia sujeta a la Ley de Mercado de Capitales y de la Comisión Nacional de Valores respecto a la organización societaria y de gobierno corporativo. Asimismo, teniendo en consideración que los accionistas de YPF Luz han llegado a un acuerdo mediante el cual se lleva adelante la gestión de la sociedad, se informan a continuación las prácticas de gobierno societario plasmadas en dicho acuerdo.

En cuanto al Directorio, la dirección y administración de la Compañía se encuentra a cargo de un Directorio compuesto por 8 directores titulares y hasta 8 directores suplentes, según lo establezca la Asamblea General Ordinaria de Accionistas en cada oportunidad en la cual sean elegidos los miembros del directorio.

Los directores serán elegidos de la siguiente forma:

• la Clase A de acciones tendrá derecho a designar 6 directores titulares y hasta 6 directores suplentes; y

• la Clase B de acciones tendrá derecho a designar 2 directores titulares y hasta 2 directores suplentes.

Asimismo, los directores designados por una Clase de acciones podrán ser removidos en cualquier momento por decisión de la Clase de acciones que lo hubiera elegido. Los directores suplentes sólo podrán reemplazar directores titulares que hubieran sido elegidos por la misma Clase de acciones que hubiera elegido al director suplente en cuestión.

Mientras la Clase A de Acciones represente al menos el 24,5% de las acciones ordinarias de la Sociedad, dicha Clase tendrá el derecho de designar al Presidente del Directorio, y mientras la Clase B de Accionista represente al menos el 24,5% de las acciones ordinarias entonces dicha Clase tendrá el derecho de designar al Vicepresidente del Directorio.

En relación a los ejecutivos, mientras la Clase A de Acciones represente al menos el 24,5% de las acciones ordinarias de la Sociedad, dicha Clase tendrá el derecho de proponer al Gerente General (CEO) y al Gerente de Operaciones (COO) de la Sociedad y de sus subsidiarias, debiendo la Clase B de Acciones aprobar a quienes se desempeñarán en tales cargos entre los candidatos propuestos.

Mientras la Clase B de Acciones represente al menos el 24,5% de las acciones ordinarias de la Sociedad, dicha Clase tendrá el derecho de proponer al Gerente Financiero (CFO) y al Gerente de Compliance (CCO) de la Sociedad y de sus subsidiarias, debiendo la Clase A aprobar a quienes se desempeñarán en tales cargos entre los candidatos propuestos.

Por su parte, la Comisión Fiscalizadora está compuesta por 3 síndicos titulares y 3 síndicos suplentes. Los síndicos duran un año en sus funciones y podrán ser reelegidos indefinidamente.

Los miembros de la Comisión Fiscalizadora serán designados de la siguiente forma:

• la Clase A de Accionistas tendrá derecho a designar 2 miembros titulares y 2 miembros suplentes y designará al Presidente de la Comisión Fiscalizadora; y

• la Clase B de Acciones tendrá derecho a designar 1 miembro titular y 1 miembro suplente y designará al Vicepresidente de la Comisión Fiscalizadora.

En caso de que las Clases A y B representen, cada una de ellas, el 50% de las acciones ordinarias de la Sociedad, entonces

• la Clase A tendrá derecho a designar 1 síndico titular y 1 síndico suplente;

• la Clase B tendrá derecho a designar 1 síndico titular y 1 síndico suplente; y

• ambas clases en conjunto designarán en forma conjunta 1 síndico titular y 1 síndico suplente. En este último caso el Presidente y Vicepresidente de la Comisión Fiscalizadora serán designados anualmente y en forma alternada por la Clase A y la Clase B.

Asimismo, si la Clase A de acciones llegase a representar más del 87,5% del capital social ordinario con derecho a voto de la Sociedad, entonces dicha Clase tendrá el derecho de designar 3 síndicos titulares y 3 síndicos suplentes, además del derecho a designar al Presidente y al Vicepresidente de la Comisión Fiscalizadora.

La Compañía cuenta también con un Comité de Dirección, el cual se reúne las veces que resulte necesario. Las reuniones de dicho comité se comunican a todos los gerentes con la suficiente antelación, para que puedan presentar los asuntos que estimen pertinentes para su consideración por parte del Comité. Los miembros del Comité deliberan en relación a cada asunto presentado, hacen preguntas, y en caso que corresponda de conformidad con el estatuto o el Acuerdo de Accionistas de la Sociedad, coordinan para que el tema sea puesto a consideración del Directorio.

YPF LUZ cuenta asimismo con una Secretaria de Directorio, la cual asiste al Presidente en la coordinación de las reuniones y el envío de los paquetes de información en el plazo aplicable, a los Directores o Accionistas, según corresponda.

Asimismo, la Compañía ha trabajado durante el 2018 y 2019 en sus políticas internas de delegación y autorización, parametrizando también los sistemas. La política de delegación y límites de autorización (denominada “Carta de Autorizaciones”) fue aprobada por el Directorio de YPF LUZ.

• 5 Los miembros del Directorio tienen suficiente tiempo para ejercer sus funciones de forma profesional y eficiente. El Directorio y sus comités tienen reglas claras y formalizadas para su funcionamiento y organización, las cuales son divulgadas a través de la página web de la compañía.

El Directorio de la Compañía se encuentra conformado por Directores profesionales con vasta experiencia en el mercado y la industria. De conformidad con lo previsto en el Acuerdo de Accionistas, el Directorio se reúne mensualmente.

Asimismo, la Compañía posee un Comité de Dirección conformado por el Chief Executive Officer, el Chief Operations Officer, Chief Compliance Officer, Chief Financial Officer, el Gerente de Supply Chain, Gerente de Relaciones Institucionales, Gerente de Negocio Eléctrico, Gerente de Recursos Humanos y Gerente de Servicios Jurídicos, quienes se reúnen al menos una vez por mes y a pedido de cualquiera de sus miembros. La función de este comité consiste en analizar y dar tratamiento a los asuntos relevantes que corresponden a la administración de la Compañía, y determinar qué asuntos deberán ser luego llevados a consideración del Directorio de conformidad con lo previsto en la Ley General de Sociedades N°19.550, el estatuto y el Acuerdo de Accionistas.

La Sociedad también cuenta con un Comité de Remuneraciones conformado por Directores nombrados por las dos Clases de Accionistas de la Sociedad.

El funcionamiento del Directorio se encuentra regulado por el estatuto y el Acuerdo de Accionistas de la Compañía.

Por su parte, el Comité de Dirección y el Comité de Remuneraciones poseen un reglamento formalizado. La Compañía no divulga los procedimientos de sus comités.

B. LA PRESIDENCIA EN EL DIRECTORIO Y LA SECRETARÍA CORPORATIVA

Principios

• VI. El Presidente del Directorio es el encargado de velar por el cumplimiento efectivo de las funciones del Directorio y de liderar a sus miembros. Deberá generar una dinámica positiva de trabajo y promover la participación constructiva de sus miembros, así como garantizar que los miembros cuenten con los elementos e información necesaria para la toma de decisiones. Ello también aplica a los presidentes de cada comité del Directorio en cuanto a la labor que les corresponde.

• VI. El Presidente del Directorio deberá liderar procesos y establecer estructuras buscando el compromiso, objetividad y competencia de los miembros del Directorio, así como el mejor funcionamiento del órgano en su conjunto y su evolución conforme a las necesidades de la compañía.

• VII. El Presidente del Directorio deberá velar por que el Directorio en su totalidad esté involucrado y sea responsable por la sucesión del gerente general.

• 6 El Presidente del Directorio es responsable de la buena organización de las reuniones del Directorio, prepara el orden del día asegurando la colaboración de los demás miembros y asegura que estos reciban los materiales necesarios con tiempo suficiente para participar de manera eficiente e informada en las reuniones. Los Presidentes de los comités tienen las mismas responsabilidades para sus reuniones.

El Presidente, con la asistencia de la Secretaría Corporativa, prepara la agenda de las reuniones de directorio y se asegura que todos los miembros del Directorio reciban la información pertinente con al menos cinco (5) días hábiles de anticipación a la fecha de la reunión de Directorio. Asimismo, antes de compartir el paquete de información revisa que las presentaciones contengan información clara y suficiente.

Asimismo, el Presidente se encarga de conducir las reuniones del Directorio, velando porque las mismas se lleven adelante de manera ordenada, y que todos los Directores puedan participar de la discusión y ejercer su voto de forma informada.

• 7 El Presidente del Directorio vela por el correcto funcionamiento interno del Directorio mediante la implementación de procesos formales de evaluación anual.

El Directorio no ha implementado procesos de evaluación, y no se evalúa implementarlo en el corto plazo.

No obstante, los Accionistas evalúan en la Asamblea Anual la gestión de los Directores conforme los requisitos legales.

• 8 El Presidente genera un espacio de trabajo positivo y constructivo para todos los miembros del Directorio y asegura que reciban capacitación continua para mantenerse actualizados y poder cumplir correctamente sus funciones.

La Compañía no ha implementado a la fecha un programa de capacitación de los Directores. No obstante ello, todos los miembros del Directorio de YPF LUZ son profesionales ampliamente capacitados y con amplia trayectoria en materias de energía, finanzas y administración. Dichos directores revisten la calidad de altos ejecutivos en los accionistas controlantes de la Sociedad, es decir YPF S.A. y General Electric.

• 9 La Secretaría Corporativa apoya al Presidente del Directorio en la administración efectiva del Directorio y colabora en la comunicación entre accionistas, Directorio y gerencia.

La Secretaría Corporativa se encarga de coordinar las reuniones del Directorio y enviar a cada Director, con una anticipación no menor a cinco (5) días hábiles las presentaciones e información correspondiente para la reunión de que se trate. Asimismo. la Secretaría Corporativa se encarga de la redacción de las actas de Directorio, y de obtener los comentarios y conformidad de los directores y síndicos que hayan participado de la reunión.

Adicionalmente la Secretaría Corporativa coordina la convocatoria y celebración de las asambleas, las que a la fecha del presente siempre han tenido el carácter de unánimes, y de enviar a los accionistas con la anticipación suficiente la propuesta del temario de la Asamblea y el paquete informativo, con la anticipación suficiente.

• 10 El Presidente del Directorio asegura la participación de todos sus miembros en el desarrollo y aprobación de un de un plan de sucesión para el gerente general de la compañía.

El Presidente del Directorio comparte a los restantes miembros la política de sucesión del gerente general y los restantes puestos claves de la Compañía.

Cabe destacar que de conformidad con lo previsto por el Acuerdo de Accionistas, la Clase A de Acciones tiene derecho a proponer al Gerente General (CEO) y al Gerente de Operaciones (COO) de la Sociedad y de sus subsidiarias, debiendo la Clase B de Acciones aprobar a quienes se desempeñarán en tales cargos entre los candidatos propuestos.

C. COMPOSICIÓN, NOMINACIÓN Y SUCESIÓN DEL DIRECTORIO

Principios

• IX. El Directorio deberá contar con niveles adecuados de independencia y diversidad que le permitan tomar decisiones en pos del mejor interés de la compañía, evitando el pensamiento de grupo y la toma de decisiones por individuos o grupos dominantes dentro del Directorio.

• 11 El Directorio tiene al menos dos miembros que poseen el carácter de independientes de acuerdo con los criterios vigentes establecidos por la Comisión Nacional de Valores.

Actualmente el Directorio no posee miembros independientes de acuerdo a las Normas de CNV.

La designación de los miembros del Directorio está regida por la Ley General de Sociedades N°19.550, el estatuto y el Acuerdo de Accionistas de la Compañía. Por el momento la Compañía no tiene previsto el nombramiento de Directores independientes, no siendo requerido por las normas que le son aplicables actualmente.

• 12 La compañía cuenta con un Comité de Nominaciones que está compuesto por al menos tres (3) miembros y es presidido por un director independiente. De presidir el Comité de Nominaciones, el Presidente del Directorio se abstendrá de participar frente al tratamiento de la designación de su propio sucesor.

El Directorio no cuenta con un Comité de Nominaciones, y no se prevé su creación en el corto plazo. El Acuerdo de Accionistas determina las pautas para la designación de miembros del Directorio y de Gerentes de Primera Línea de YPF LUZ.

• 13 El Directorio, a través del Comité de Nominaciones, desarrolla un plan de sucesión para sus miembros que guía el proceso de preselección de candidatos para ocupar vacantes y tiene en consideración las recomendaciones no vinculantes realizadas por sus miembros, el Gerente General y los Accionistas.

Conforme lo señalado en el punto anterior, el Directorio de YPF LUZ no cuenta con un Comité de Nominaciones, y la ocupación de las vacantes en el Directorio es determinada por la Asamblea de Accionistas de conformidad con lo previsto en el Acuerdo de Accionistas y la Ley General de Sociedades.

• 14 El Directorio implementa un programa de orientación para sus nuevos miembros electos.

El Directorio no cuenta por el momento con un programa de orientación para sus nuevos miembros electos. Todos los miembros del Directorio son profesionales con vasta experiencia en el mercado y la industria y mantienen posiciones de relevancia en sus Accionistas YPF S.A. y General Electric Company, que cuentan con sus propios programas de capacitación.

D. REMUNERACIÓN

Principios

XI. El Directorio deberá generar incentivos a través de la remuneración para alinear a la gerencia – liderada por el gerente general- y al mismo Directorio con los intereses de largo plazo de la compañía de manera tal que todos los directores cumplan con sus obligaciones respecto a todos sus accionistas de forma equitativa.

• 15 La compañía cuenta con un Comité de Remuneraciones que está compuesto por al menos tres (3) miembros. Los miembros son en su totalidad independientes o no ejecutivos.

El Directorio de la Compañía ha aprobado con fecha 11 de noviembre de 2019 la creación de un Comité de Remuneraciones, el cual, de conformidad con su reglamento, está compuesto por un director elegido por la Clase A de acciones y un director elegido por la Clase B de Acciones, que no revisten el carácter de ejecutivos de la Compañía.

• 16 El Directorio, a través del Comité de Remuneraciones, establece una política de remuneración para el gerente general y miembros del Directorio.

El Directorio, a través del Comité de Remuneraciones establecerá la política de remuneración del Chief Executive Officer, Chief Operations Officer. Chief Financial Officer y Chief Compliance Officer. Asimismo, el Comité de Remuneraciones determina la compensación variable, bonos y plan de incentivo de los altos ejecutivos de la Compañía.

Por su parte, la remuneración de los miembros del Directorio es determinada por la Asamblea de Accionistas.

E. AMBIENTE DE CONTROL

Principios

XII. El Directorio debe asegurar la existencia de un ambiente de control, compuesto por controles internos desarrollados por la gerencia, la auditoría interna, la gestión de riesgos, el cumplimiento regulatorio y la auditoría externa, que establezca las líneas de defensa necesarias para asegurar la integridad en las operaciones de la compañía y de sus reportes financieros.

• XIII. El Directorio deberá asegurar la existencia de un sistema de gestión integral de riesgos que permita a la gerencia y al Directorio dirigir eficientemente a la compañía hacia sus objetivos estratégicos.

• XIV. El Directorio deberá asegurar la existencia de una persona o departamento (según el tamaño y complejidad del negocio, la naturaleza de sus operaciones y los riesgos a los cuales se enfrenta) encargado de la auditoría interna de la compañía. Esta auditoría, para evaluar y auditar los controles internos, los procesos de gobierno societario y la gestión de riesgo de la compañía, debe ser independiente y objetiva y tener sus líneas de reporte claramente establecidas.

• XV. El Comité de Auditoría del Directorio estará compuesto por miembros calificados y experimentados, y deberá cumplir con sus funciones de forma transparente e independiente.

17 El Directorio determina el apetito de riesgo de la compañía y además supervisa y garantiza la existencia de un sistema integral de gestión de riesgos que identifique, evalúe, decida el curso de acción y monitoree los riesgos a los que se enfrenta la compañía, incluyendo -entre otros- los riesgos medioambientales, sociales y aquellos inherentes al negocio en el corto y largo plazo.

Durante 2020 la Compañía finalizó el proceso de mapeo de los riesgos inherentes a sus actividades, conjuntamente con la elaboración de la primer matriz de riesgos de la Compañía. Para su desarrollo la Compañía ha considerado una amplia gama de elementos tales como el mercado en el que opera, los riesgos regulatorios propios de su industria y las mejores prácticas en materia de prevención y mitigación de riesgos de corrupción, entre otros. Asimismo, en 2020 se realizaron relevamientos con las distintas áreas de la Compañía para definir la matriz de controles mitigantes asociados a los riesgos, los cuales serán testeados en 2021.

• 18 El Directorio monitorea y revisa la efectividad de la auditoría interna independiente y garantiza los recursos para la implementación de un plan anual de auditoría en base a riesgos y una línea de reporte directa al Comité de Auditoría.

El área de Auditoría Interna, es responsable del proceso integral de auditoría de la organización. Dado el tamaño limitado de la Compañía, la complejidad razonable del negocio, la naturaleza de sus operaciones y los riesgos asociados al mismo, y que no es un requisito exigido por las normas aplicables, el Directorio ha considerado que no es necesario por el momento la adopción de un Comité de Auditoría con miembros con carácter independiente según las normas de la CNV. Sin perjuicio de lo anterior, los resultados del plan de auditoría y su seguimiento son presentados periódicamente al Comité de Dirección y al CEO, así como también al Presidente del Directorio de la Compañía y son elevados al Directorio en caso de estimarse oportuno.

• 19 El auditor interno o los miembros del departamento de auditoría interna son independientes y altamente capacitados.

La Compañía cuenta con un Responsable de Auditoria Interna, quien posee extensa experiencia en el área de Auditoría Interna adquirida en reconocidas compañías locales e internacionales. El mismo tiene a su cargo el diseño y ejecución del Programa Integral de Auditoría Interna de la Compañía, incluyendo la implementación y seguimiento del plan anual de auditoría, el diseño de controles mitigantes en procesos claves y el soporte en el desarrollo de matrices de riesgos, entre otros. El Responsable de Auditoría Interna reporta en forma directa al Chief Compliance Officer de la Compañía, cuya posición es nombrada por el Directorio de la Compañía.

• 20 El Directorio tiene un Comité de Auditoría que actúa en base a un reglamento. El comité está compuesto en su mayoría y presidido por directores independientes y no incluye al gerente general. La mayoría de sus miembros tiene experiencia profesional en áreas financieras y contables.

Dado el tamaño limitado, la complejidad del negocio, la naturaleza de sus operaciones y los riesgos asociados a las mismas, y que no es requerido por las normas aplicables, a la fecha la Compañía no ha adoptado un Comité de Auditoría con miembros con carácter independiente según las normas de CNV. No obstante, los resultados del plan de auditoría y su seguimiento son presentados periódicamente al Comité de Dirección, incluyendo al presidente del Directorio de la Compañía.

• 21 El Directorio, con opinión del Comité de Auditoría, aprueba una política de selección y monitoreo de auditores externos en la que se determinan los indicadores que se deben considerar al realizar la recomendación a la asamblea de Accionistas sobre la conservación o sustitución del auditor externo.

Tanto el nombramiento, la sustitución y/o remoción de los auditores externos es realizada y aprobada por el Directorio de la Compañía y ratificada por la Asamblea de Accionistas, así como también su remuneración.

F. ÉTICA, INTEGRIDAD Y CUMPLIMIENTO

Principios

XVII. El Directorio debe diseñar y establecer estructuras y prácticas apropiadas para promover una cultura de ética, integridad y cumplimiento de normas que prevenga, detecte y aborde faltas corporativas o personales serias.

XVIII. El Directorio asegurará el establecimiento de mecanismos formales para prevenir y en su defecto lidiar con los conflictos de interés que puedan surgir en la administración y dirección de la compañía. Deberá contar con procedimientos formales que busquen asegurar que las transacciones entre partes relacionadas se realicen en miras del mejor interés de la compañía y el tratamiento equitativo de todos sus accionistas.

• 22 El Directorio aprueba un Código de Ética y Conducta que refleja los valores y principios éticos y de integridad, así como también la cultura de la compañía. El Código de Ética y Conducta es comunicado y aplicable a todos los directores, gerentes y empleados de la compañía.

La Compañía cuenta con un Código de Ética y Conducta (el “Código”), el cual es aplicable y mandatorio para todas las operaciones, los directores y empleados de YPF LUZ, así como para los terceros relacionados que lleven a cabo negocios con la Compañía. El mismo se encuentra publicado en el sitio web de la Compañía, en el siguiente link https://ypfluz.com/Inversores/codigoEtica

Asimismo, el contenido del Código y toda modificación que se le realice al mismo, debe ser aprobada por el Directorio de la Compañía.

El Código es una herramienta de guía respecto de los lineamientos y valores que la Compañía promueve y en virtud de ello cada parte relacionada incluyendo empleados, directores y terceros deben adherir formalmente al cumplimiento del mismo.

La Compañía ha arbitrado diversos mecanismos de comunicación del Código y sus políticas, los cuales incluyen la publicación en la página web externa, la intranet, el Portal web de Compliance, mails a empleados, entrenamientos, carteleras digitales, entre otros.

• 23 El Directorio establece y revisa periódicamente, en base a los riesgos, dimensión y capacidad económica un Programa de Ética e Integridad. El plan es apoyado visible e inequívocamente por la gerencia quien designa un responsable interno para que desarrolle, coordine, supervise y evalúe periódicamente el programa en cuanto a su eficacia. El programa dispone: (i) capacitaciones periódicas a directores, administradores y empleados sobre temas de ética, integridad y cumplimiento; canales internos de denuncia de irregularidades, abiertos a terceros y adecuadamente difundidos; una política de protección de denunciantes contra represalias; y un sistema de investigación interna que respete los derechos de los investigados e imponga sanciones efectivas a las violaciones del Código de Ética y Conducta; (iv) políticas de integridad en procedimientos licitatorios; (v) mecanismos para análisis periódico de riesgos, monitoreo y evaluación del Programa; y (vi) procedimientos que comprueben la integridad y trayectoria de terceros o socios de negocios (incluyendo la debida diligencia para la verificación de irregularidades, de hechos ilícitos o de la existencia de vulnerabilidades durante los procesos de transformación societaria y adquisiciones), incluyendo proveedores, distribuidores, prestadores de servicios, agentes e intermediarios.

La Compañía cuenta con un Programa de Compliance actualizado, considerando la industria en la cual se desarrolla y el tamaño de sus operaciones.

El Programa se ha diseñado a partir del relevamiento de las actividades y procesos de la Compañía y la evaluación de los riesgos inherentes a la que ésta se encuentra expuesta. Asimismo, el Programa tiene como fin poder prevenir, detectar y corregir irregularidades o situaciones que falten al cumplimiento del Código de Ética y Conducta de la

Compañía, las políticas y procedimientos aplicables y la normativa vigente y establece la tolerancia cero a hechos de corrupción.

El Programa de Compliance es administrado por la Gerencia de Compliance y Auditoría Interna y supervisado por el Chief Compliance Officer (CCO), el Comité de Dirección y el Directorio de la Compañía.

El contenido del Programa de Compliance está compuesto por la misión, visión, lineamientos y pilares, que incluyen pero no se limitan a los siguientes elementos:

• Gestión de Riesgos: la Compañía ha definido una Matriz de Riesgos de Compliance (la “Matriz”), la cual contiene los riesgos propios de la industria, incluyendo pero no limitándose a corrupción, fraude, lavado de activos, informes contables falsos, entre otros. El monitoreo de los riesgos es de periodicidad diaria. En todos los casos, los riesgos y controles definidos son validados por los gerentes de cada área y aprobados por CCO, el CEO y el Presidente del Directorio de la Compañía.

• Política de Debida Diligencia: A través de la Política de Debida Diligencia, la Compañía procura administrar eficaz y eficientemente sus relaciones con terceros, con el fin de prevenir y/o mitigar riesgos asociados a corrupción entre otros, estableciendo los controles y monitoreos adecuados para tal fin. Para ello, ha adoptado herramientas tecnológicas que garantizan una administración eficiente de dichos riesgos.

• Capacitaciones: La Gerencia de Compliance definió un Programa de Capacitación, el cual incluye el listado de entrenamientos que deberán ser brindados en forma anual a todos los niveles de la Compañía. El Programa de capacitación define la temática, la modalidad, audiencia, tiempo y contenido objeto de la capacitación.

• Comunicación: La comunicación es planificada en forma anual por la Gerencia de Compliance y Auditoría Interna con la contribución de la Gerencia de Comunicaciones y Relaciones Institucionales de la Compañía. Asimismo, la Compañía cuenta con un Portal web de Compliance que incluye, entre otros:

• Información sobre el “Canal de Compliance” (Hotline/Línea Ética);

• Información de contacto de los integrantes del equipo de Compliance y Auditoría Interna;

• Acceso directo al Código de Ética y Conducta;

• Repositorio Regulatorio;

• Políticas y Procedimientos de Compliance

• Formulario para la declaración de Conflictos de Intereses

• Formulario para la declaración de eventos y obsequios

• Newsletters

• Novedades del área

• Noticias relevantes en medios de comunicación

• Links de Interés

• Canal de Compliance y Protocolo: La Compañía ofrece distintos canales para que sus empleados y terceros relacionados puedan realizar consultas o eventuales denuncias cuando detecten faltas al Código de Ética y Conducta, las leyes aplicables o posibles comportamientos irregulares que afecten a la Compañía. Además de los canales tradicionales como la Gerencia de Compliance y Auditoria Interna y la Gerencia de Recursos Humanos, la Compañía también pone a disposición el “Canal Compliance”, el cual está conformado por una línea telefónica, un correo electrónico y una plataforma administrada por un tercero que garantiza la total integridad en el procesamiento de la información.

Asimismo, la Compañía ha definido un Protocolo para la gestión del Canal Compliance, el cual se encuentra publicado en el sistema de gestión de documentos respectivo.

El Canal Compliance garantiza:

• La posibilidad de realizar la consulta o la denuncia en forma anónima;

• El derecho a reportar sin temor a represalias contra aquellos que realicen consultas o denuncias de buena fe;

• La confidencialidad y tratamiento profesional de los temas planteados;

En relación con los procesos licitatorios, la Compañía cuenta con una Política de Gestión de Compras la cual incluye el proceso de licitaciones.

• 24 El Directorio asegura la existencia de mecanismos formales para prevenir y tratar conflictos de interés. En el caso de transacciones entre partes relacionadas, el Directorio aprueba una política que establece el rol de cada órgano societario y define cómo se identifican, administran y divulgan aquellas transacciones perjudiciales a la compañía o sólo a ciertos inversores.

El Directorio vela por el cumplimiento de la Política de Conflicto de Intereses (incluida en el Código de Ética y Conducta de la Compañía), para lo cual ha desarrollado y publicado un procedimiento que tiene como objeto prevenir en forma temprana conflictos que pudieran presentarse en esta área respecto de los empleados, directores, y terceras partes relacionadas a la Compañía.

G. PARTICIPACIÓN DE LOS ACCIONISTAS Y PARTES INTERESADAS

Principios

XIX. La compañía deberá tratar a todos los Accionistas de forma equitativa. Deberá garantizar el acceso igualitario a la información no confidencial y relevante para la toma de decisiones asamblearias de la compañía.

• XX. La compañía deberá promover la participación activa y con información adecuada de todos los Accionistas en especial en la conformación del Directorio.

XXI. La compañía deberá contar con una Política de Distribución de Dividendos transparente que se encuentre alineada a la estrategia.

• 25 El sitio web de la compañía divulga información financiera y no financiera, proporcionando acceso oportuno e igual a todos los Inversores. El sitio web cuenta con un área especializada para la atención de consultas por los Inversores.

La página web de YPF Luz cuenta con una sección de Inversores, en el siguiente link https://ypfluz.com/Inversores, donde se encuentran publicados los estados contables anuales y trimestrales de la Compañía, los documentos respaldatorios de las emisiones de deuda, hechos relevantes que contienen las noticias más importantes de YPF LUZ, y otra información que pueda ser de interés para los Inversores y Accionistas como ser estatuto, composición del Directorio, rating crediticio, reporte de sustentabilidad, presentaciones financieras, entre otros.

Asimismo, la Compañía cuenta con una casilla de contactos para que los inversores le hagan llegar su mensaje y/o consulta. Esta casilla es gestionada por Relaciones Institucionales, quien se encarga de derivar la consulta internamente al área que corresponda.

Finalmente, cabe destacar que la Compañía realiza presentaciones de resultados al fin de cada trimestre, por medio de un webcast al cual se puede acceder desde la página web de la Compañía. Dicha presentación, asimismo, queda disponible en el website de la Compañía con posterioridad, de la misma manera que todos los hechos relevantes y estados contables. La Compañía también mantiene contacto con sus inversores mediante el responsable de Relaciones con Inversores, teniendo a su vez disponible un número telefónico y un e-mail para cualquier consulta o inquietud que pueda tener algún accionista o inversor.

• 26 El Directorio debe asegurar que exista un procedimiento de identificación y clasificación de sus partes interesadas y un canal de comunicación para las mismas.

Las expectativas, opiniones y manifestaciones de las partes interesadas de YPF Luz se relevan mediante información proveniente del gerenciamiento interno de la compañía y de los planes de trabajo, así como de las fuentes que brindan los diversos canales de diálogo que facilita la Compañía.

Para mantener con ellos una relación continua y constructiva, YPF Luz ha desarrollado diversos canales de comunicación específicos, que se suman a los encuentros presenciales y a los mecanismos exigidos legalmente, para asegurar el intercambio fluido y transparente de información.

Entre ellos se destacan:

Página web ypfluz.com

• Mail de sugerenciasypfluz@ypf.com en pie de página del sitio

• Formularios de contacto para realizar consultas en página web

• Detalles con teléfono y dirección postal de cada una de las plantas

• Posibilidad de descargar fichas informativas (NTS) de plantas, que incluye datos de contacto

Redes sociales

Página en LinkedIn con novedades de la compañía, link a sitio web, posteo de oportunidades laborales.

Información en planta

• Reuniones periódicas, abiertas a la comunidad

• Participación en ferias y conferencias locales, charlas en universidades y otros centros educativos

• Afiches en centros comunitarios con información de contacto

• Entrega de fichas informativas (NTS) interesados

De acuerdo con la política de Consultas y Reclamos, toda consulta o reclamo recibido, ya sea en forma oral, por contacto a mail de un empleado o por carta presentada en un sitio de la compañía, debe enviarse a sugerenciasypfluz@ypf.com para poder registrarlo y darle el seguimiento correspondiente.

Se consideran consultas o reclamos todos los contactos realizados por partes interesadas (clientes, proveedores, comunidad, empleados, otras organizaciones) en los que se realice una consulta, solicitud de información, o reclamo a la empresa, incluyendo contactos de prensa, solicitudes de donaciones, consultas de información, y reclamos.

No se consideran consultas a las ofertas espontáneas de servicios o productos ofrecidos, ni las postulaciones espontáneas para trabajar en la empresa. Estos contactos son respondidos, pero no se registrarán con número de caso.

Todas sugerencias, consultas y reclamos que se reciben tanto por redes sociales, como por la casilla de mail específica, se asientan en una única base de datos donde queda registrado el seguimiento del tema hasta su cierre y se registran los datos de quien realiza el reclamo, áreas intervinientes y otros datos relevantes.

El sistema de gestión de consulta y reclamos es confidencial. Lo gestiona la Gerencia de Relaciones Institucionales dando acceso según el caso a la/las gerencias que deban intervenir.

En 2020 YPF Luz presentó su segundo Reporte de Sustentabilidad, correspondiente al año fiscal 2019, documento de carácter público y voluntario donde se refleja el compromiso de la Compañía en la gestión del negocio con el desarrollo sustentable en el plano económico, ambiental y social. El informe se elaboró en conformidad con la Guía GRI Standards del Global Reporting Initiative (GRI), incluyendo el suplemento para el sector de energía.

Los temas relevantes incluidos en el Reporte de Sustentabilidad se actualizaron en base al aporte de públicos internos y externos, valorando sus opiniones y prioridades sobre la gestión de YPF Luz, así como sus expectativas sobre el futuro de la industria de la generación eléctrica. También se consultó a las partes interesadas sobre el rol que debe tener la Compañía para contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de la Agenda Mundial de Desarrollo Sostenible 2030 aprobada por Naciones Unidas.

El Reporte de Sustentabilidad contó con la revisión analítica a cargo de Deloitte & CO S.A., lo que refleja una mayor transparencia y precisión de los datos presentados.

El Reporte se puede consultar en: https://ypfluz.com/RI/Sustentabilidad

En YPF Luz nos hemos planteado como misión ser una empresa rentable, eficiente y sustentable, y ser líderes en el mercado de generación térmica y renovable. La sustentabilidad es además uno de los seis valores de la compañía, forma parte de sus ejes estratégicos, y por lo tanto está considerada dentro de sus políticas y procesos de gestión.

Grupos de Interés :

Para lograr nuestros lineamientos estratégicos, creemos que es fundamental contar con una relación fluida y constructiva con todos nuestros grupos de interés. Por ello, hemos realizado un mapeo y una priorización de éstos en cada sitio en que operamos. Mantenemos reuniones periódicas con los grupos de interés en dichos sitios y contamos con un plan de acción en cada uno de ellos, que se comparte y acuerda con cada comunidad.

De acuerdo a lo informado en el Reporte de Sustentabilidad de la Compañía, los grupos de interés de YPF Luz son todos aquellos individuos y organizaciones que tienen vinculación con la empresa como generadora de energía, empleadora o socia. Estos grupos no sólo están identificados, sino que se conocen sus posiciones, nivel de influencia e impacto.

La Compañía cuenta con canales formales de comunicación para llevar adelante un relacionamiento transparente, de largo plazo y de mutuo beneficio con todas las partes interesadas incluyendo:

• Canal de Consultas y Reclamos: a disposición de todas las partes interesadas (a través de la web, mail y buzones en la recepción de cada sitio en donde se opera),

• Canal de Compliance: anónimo y confidencial para denunciar conductas fraudulentas, violaciones al código de conducta y otras circunstancias irregulares.

EN 2020, dado el impacto particular que tuvo la pandemia mundial de COVID-19 a la fecha de la publicación del reporte 2019, incluimos un breve resumen sobre las acciones tomadas por nuestra compañía.

En la Argentina, el 19 de marzo el Decreto N° 297/2020 declaró el aislamiento social, preventivo y obligatorio. La generación eléctrica fue declarada servicio esencial y se le permitió operar desde el inicio de la cuarentena, mientras que las obras de infraestructura eléctrica se declararon esenciales a partir del 6 de abril.

Para hacer frente a esta pandemia, YPF Luz ha implementado protocolos y acciones para proteger a las personas y permanecer operativa durante la pandemia. Entre las principales acciones se destacan:

• A principios de marzo de 2020 se formó un Comité COVID-19, que se reúne en forma diaria para monitorear la situación, analizar regulaciones y recomendaciones publicadas, y aplicar medidas para cuidar a la empresa, sus operaciones y, principalmente, a su gente. El Comité ha publicado una serie de Protocolos y Procedimientos para prevenir el COVID-19, y asegurar la higiene de las instalaciones y la continuidad de las operaciones. También ha publicado un Protocolo de Obras y Servicios que aplica a todo el personal en proyectos en construcción, incluyendo a personal de contratistas y subcontratistas.

• Se implementó un sistema de operación remota para minimizar el impacto potencial de COVID19, con foco en la seguridad y la salud del personal.

• Se adaptó el programa de formación a la modalidad online y se incorporaron nuevos contenidos, tales como charlas interáreas y capacitaciones online.

• Se comunicaron las medidas de prevención y protocolos a los empleados a través de diferentes canales de comunicación interna.

• En la Intranet se creó una página dedicada a COVID-19, para que los empleados pueden acceder a toda la información: protocolos, normativa, novedades y consejos.

• Se creó una sección en la web corporativa (www. ypfluz.com), con información relevante para todas las partes interesadas sobre COVID-19.

Se identificaron necesidades en las comunidades cercanas a los sitios donde opera la Compañía. Se donaron materiales de higiene sanitaria y kits PCR a hospitales cercanos, así como productos sanitizantes y barbijos a otras entidades cercanas.

• 27 El Directorio remite a los Accionistas, previo a la celebración de la Asamblea, un “paquete de información provisorio” que permite a los Accionistas -a través de un canal de comunicación formal- realizar comentarios no vinculantes y compartir opiniones discrepantes con las recomendaciones realizadas por el Directorio, teniendo este último que, al enviar el paquete definitivo de información, expedirse expresamente sobre los comentarios recibidos que crea necesario.

El Directorio, a través de la Secretaría Corporativa, remite a los Accionistas la información necesaria para cada asamblea.

En virtud de no ser requerido por las normas aplicables, la comunicación es realizada en forma privada a través de diversos medios electrónicos de comunicación– cumpliendo con los requerimientos de la Ley General de Sociedades- y no mediante sistemas de comunicación masivos.

Los accionistas cuentan con canales directos de acceso a los altos ejecutivos de la Compañía para canalizar consultas o discrepancias con las recomendaciones del Directorio.

• 28 El estatuto de la compañía considera que los Accionistas puedan recibir los paquetes de información para la Asamblea de Accionistas a través de medios virtuales y participar en las Asambleas a través del uso de medios electrónicos de comunicación que permitan la transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras, asegurando el principio de igualdad de trato de los participantes.

El estatuto de YPF LUZ prevé la posibilidad de realizar asambleas por medios virtuales, y ello se encuentra plasmado en su Artículo Decimosexto: “ Las Asambleas, cualquiera sea su tipo, podrán ser celebradas a distancia y funcionar con los asistentes presentes o comunicados entre sí por medios de transmisión simultánea de sonido, imágenes y palabras tales como videoconferencia u otro medio asimilable y siempre que se respete las normas propias de acreditación, registración, conformación del quórum y representación y se asegure la confluencia virtual y simultaneidad de los participantes así como la inmediatez en el proceso de comunicación verbal y emisión de voto. El órgano de fiscalización dejará constancia de la regularidad de las decisiones adoptadas (…) En todos los casos dichas asambleas mantendrán idéntica jurisdicción que la de la Sociedad. El cómputo del quórum de las asambleas a distancia incluirá a los accionistas presentes a través de los medios de transmisión simultánea de sonido o de imagen y sonido actuales o a crearse en el porvenir y de acuerdo a la normativa vigente ”.

• 29 La Política de Distribución de Dividendos está alineada a la estrategia y establece claramente los criterios, frecuencia y condiciones bajo las cuales se realizará la distribución de dividendos.

El estatuto social de la Compañía y el Acuerdo de Accionistas disponen que la Compañía maximizará la distribución de dividendos, teniendo en consideración los siguientes parámetros: (i) que dichos dividendos sean apropiados conforme la prudente política financiera de la Compañía; y (ii) que la Compañía mantenga fondos suficientes, o tenga proyectado contar con fondos suficientes durante el ejercicio en el cual se apruebe la distribución de dividendos, para llevar adelante los proyectos aprobados por el Directorio con anterioridad a la distribución de dividendos.

En base a estos lineamientos genéricos, y a la estrategia aprobada por el Directorio los accionistas deben decidir sobre el destino de las utilidades de conformidad con los mecanismos y mayorías especiales establecidas en el Acuerdo de Accionistas.

Deloitte & Co. S.A. Florida 234, 5° piso C1005AAF Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina Tel.: (+54-11) 4320-2700 Fax: (+54-11) 4325-8081/4326-7340

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Informe de Auditoría Emitido por Auditores Independientes

A los Señores Presidente y Directores de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANONIMA

CUIT Nº: 30-71412830-9 Domicilio Legal: Av. Córdoba 111, Piso 14 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Informe sobre la auditoría de los estados financieros consolidados

1. Opinión

Hemos auditado los estados financieros consolidados adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANONIMA (la Sociedad) y sus subsidiarias detalladas en la nota 2.2.1 (en conjunto, el Grupo) que comprenden el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2020, los estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujo de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en dicha fecha, así como la información explicativa de los estados financieros consolidados incluida en las notas 1 a 34, que incluye un resumen de las políticas contables significativas.

En nuestra opinión, los estados financieros consolidados adjuntos presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera consolidada de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. y sus subsidiarias al 31 de diciembre de 2020, así como su resultado integral consolidado, y los flujos de su efectivo consolidados por el ejercicio económico finalizado en esa fecha de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

2. Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestra auditoría de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (NIA), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB, por sus siglas en inglés). Nuestras responsabilidades de acuerdo con dichas normas se describen más adelante en la sección de Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados de nuestro informe. Somos independientes del Grupo de conformidad con el Código Internacional de Ética para Profesionales de la Contabilidad (incluidas las Normas Internacionales de Independencia) emitido por el Consejo de Normas Internacionales de Ética para Contadores (Código del IESBA) junto con los requerimientos que son aplicables a nuestra auditoría de los estados financieros consolidados en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y hemos cumplido las demás responsabilidades de ética de conformidad con esos requerimientos y con el Código del IESBA. Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y apropiada para nuestra opinión.

Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - T° 1, Folio 3

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3. Cuestiones clave de la auditoría

Las cuestiones clave de la auditoría son aquellas cuestiones que, según nuestro juicio profesional, han sido de la mayor significatividad en nuestra auditoría de los estados financieros consolidados correspondientes al presente ejercicio. Estas cuestiones han sido tratadas en el contexto de nuestra auditoría de los estados financieros consolidados en su conjunto y en la formación de nuestra opinión sobre éstos, y no expresamos una opinión por separado sobre esas cuestiones.

Propiedades, Planta y Equipo – Evaluación del deterioro del valor registrado de las plantas de generación – Ver nota 2.4 a los estados financieros consolidados

Descripción de la cuestión

La evaluación por parte de la Sociedad del deterioro del valor registrado en Propiedades, Planta y Equipo comprendió la comparación del valor recuperable de cada Unidad Generadora de Efectivo (“UGE”) con su respectivo valor registrado. La Sociedad definió a cada planta de generación como una UGE independiente y determinó el valor recuperable con base en el valor en uso de cada UGE. Dicho valor es calculado con base en el modelo del flujo de efectivo descontado, que requiere que la Gerencia de la Sociedad efectúe estimaciones e hipótesis significativas relacionadas con los ingresos, costos e inversiones futuras y la tasa de descuento. Los cambios en dichas estimaciones e hipótesis podrían tener un impacto significativo en el valor recuperable de cada UGE y potencialmente en la evaluación del deterioro. El monto registrado por las plantas de generación en la línea Instalaciones de producción, maquinarias y equipos y repuestos y Obras en proceso del rubro Propiedades, Planta y Equipo al 31 de diciembre de 2020 ascendió a miles de $ 111.336.015 y $ 21.621.457, respectivamente. El valor recuperable de cada planta de generación considerada individualmente ha superado su respectivo valor registrado al 31 de diciembre de 2020 y, en consecuencia, no se ha registrado ningún cargo por deterioro.

Considerando los juicios significativos realizados por la Gerencia de la Sociedad para la estimación del valor de recupero de las plantas de generación, la realización de nuestros procedimientos de auditoría para evaluar la razonabilidad de las estimaciones e hipótesis efectuadas por la Gerencia de la Sociedad relacionadas con los ingresos, costos e inversiones futuras y la tasa de descuento, han requerido de un alto grado de juicio profesional y esfuerzo de auditoría.

Tratamiento de la cuestión en nuestra auditoría

Nuestros procedimientos de auditoría han incluido, entre otros:

• Realizamos procedimientos de evaluación de riesgo relacionados con el deterioro para cada UGE a los efectos de diseñar nuestros procedimientos adicionales de auditoría en función de dichos riesgos.

• Efectuamos un entendimiento de los controles relevantes establecidos por la Sociedad relacionados con el proceso de evaluación del deterioro de los saldos de Propiedades, Planta y Equipo.

• Revisamos la exactitud de los cálculos matemáticos y la integridad en los flujos de efectivo utilizados para determinar el valor en uso de cada UGE identificada.

• Evaluamos la capacidad de la Gerencia para efectuar proyecciones precisas de los ingresos y costos e inversiones, mediante la comparación de las proyecciones históricas efectuadas por la Gerencia contra los montos reales.

• Evaluamos la razonabilidad de las proyecciones de la Gerencia de los ingresos y costos e inversiones mediante la comparación de las mismas contra:

• Los ingresos, costos e inversiones históricas de la Sociedad.

• Los contratos de venta de capacidad y generación de energía firmados por la Sociedad.

• Reportes con los datos de la demanda histórica de energía y expectativa de tendencias de mercado eléctrico en Argentina emitidos por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

• Con la asistencia de nuestros especialistas internos en valuaciones, evaluamos la razonabilidad de (1) la metodología de valuación, (2) las proyecciones de ciertas asunciones

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subyacentes en el cálculo del valor recuperable, y (3) la tasa de descuento a través de la prueba de (i) la información fuente utilizada para el cálculo de la tasa de descuento y (ii) la exactitud matemática del cálculo de la tasa de descuento y el desarrollo de un rango de estimaciones independientes y su comparación con la tasa estimada por la Gerencia.

• Lectura y prueba de la exactitud e integridad de los desgloses en los estados financieros consolidados.

4. Información distinta de los estados financieros consolidados y del informe de auditoría correspondiente (Otra información )

El Directorio de la Sociedad es responsable de la otra información, que comprende la Memoria Anual del Directorio, la Reseña Informativa y el informe sobre el grado de cumplimiento del Código de Gobierno Societario . Esta Otra información es distinta de los estados financieros consolidados y de nuestro informe de auditoría correspondiente.

Nuestra opinión sobre los estados financieros consolidados no cubre la Otra información y, por lo tanto, no expresamos ninguna forma de conclusión que proporcione un grado de seguridad sobre ésta.

En relación con nuestra auditoría de los estados financieros consolidados, nuestra responsabilidad es leer la Otra información y, al hacerlo, considerar si existe una incongruencia significativa entre la Otra información y los estados financieros consolidados o el conocimiento obtenido por nosotros en la auditoría o si parece que existe una incorrección significativa en la Otra información por algún otro motivo. Si, basándonos en el trabajo que hemos realizado, concluimos, en lo que es materia de nuestra competencia, que existe una incorrección significativa en la Otra información, estamos obligados a informar de ello. No tenemos nada que informar al respecto.

5. Responsabilidades del Directorio de la Sociedad en relación con los estados financieros consolidados

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados adjuntos de conformidad con NIIF y del control interno que el Directorio de la Sociedad considere necesario para permitir la preparación de estados financieros consolidados libres de incorrecciones significativas, debida a fraude o error.

En la preparación de los estados financieros consolidados, el Directorio de la Sociedad es responsable de la evaluación de la capacidad del Grupo de continuar como empresa en funcionamiento revelando, en caso de corresponder, las cuestiones relacionadas con empresa en funcionamiento y utilizando el principio contable de empresa en funcionamiento, excepto si el Directorio tuviera intención de liquidar el Grupo o de cesar sus operaciones, o bien no existiera otra alternativa realista.

6. Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros consolidados

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados financieros consolidados en su conjunto están libres de incorrección significativa, debida a fraude o error, y emitir un informe de auditoría que contenga nuestra opinión. Seguridad razonable es un alto grado de seguridad, pero no garantiza que una auditoría realizada de conformidad con las NIA siempre detecte una incorrección significativa cuando exista. Las incorrecciones pueden deberse a fraude o error y se consideran significativas si, individualmente o de forma agregada, puede preverse razonablemente que influyan en las decisiones económicas que los usuarios toman basándose en los estados financieros consolidados.

Como parte de una auditoría de conformidad con las NIA, aplicamos nuestro juicio profesional y mantenemos una actitud de escepticismo profesional durante toda la auditoría. También:

• Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados financieros consolidados, debida a fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtenemos elementos de juicio suficientes y apropiados para proporcionar una base para nuestra opinión. El riesgo de no detectar una incorrección significativa debida a fraude es más elevado que en el caso de una incorrección significativa debida a error, ya que el fraude puede implicar colusión, falsificación, omisiones deliberadas, manifestaciones intencionadamente erróneas o la elusión del control interno.

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• Obtenemos conocimiento del control interno relevante para la auditoría con el fin de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en función de las circunstancias y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno del Grupo.

• Evaluamos si las políticas contables aplicadas son apropiadas, así como la razonabilidad de las estimaciones contables y la correspondiente información revelada por el Directorio de la Sociedad.

• Concluimos sobre lo apropiado de la utilización, por el Directorio de la Sociedad, del principio contable de empresa en funcionamiento y, basándonos en los elementos de juicio obtenidos, concluimos sobre si existe o no una incertidumbre importante relacionada con hechos o con condiciones que pueden generar dudas significativas sobre la capacidad del Grupo para continuar como empresa en funcionamiento. Si concluimos que existe una incertidumbre importante, se requiere que llamemos la atención en nuestro informe de auditoría sobre la correspondiente información revelada en los estados financieros consolidados o, si dichas revelaciones no son apropiadas, que expresemos una opinión modificada. Nuestras conclusiones se basan en los elementos de juicio obtenidos hasta la fecha de nuestro informe de auditoría. Sin embargo, hechos o condiciones futuros pueden ser causa de que el Grupo deje de ser una empresa en funcionamiento.

• Evaluamos la presentación general, la estructura y el contenido de los estados financieros consolidados, incluida la información revelada, y si los estados financieros consolidados representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logren una presentación razonable.

• Obtenemos elementos de juicio suficientes y apropiados en relación con la información financiera de las entidades o actividades empresariales dentro del Grupo para expresar una opinión sobre los estados financieros consolidados. Somos responsables de la dirección, supervisión y realización de la auditoría del Grupo. Somos los únicos responsables de nuestra opinión de auditoría.

Nos comunicamos con el Directorio de la Sociedad, en relación con, entre otras cuestiones, el alcance y el momento de realización de la auditoría planificados, y los hallazgos significativos de la auditoría, incluyendo cualquier deficiencia significativa del control interno que identifiquemos en el transcurso de la auditoría.

También proporcionamos al Directorio de la Sociedad una declaración de que hemos cumplido los requerimientos de ética aplicables relacionados con independencia, y comunicamos todas las relaciones y demás cuestiones de las que se puede esperar razonablemente que pueden afectar a nuestra independencia y, en su caso, las acciones tomadas para eliminar amenazas o las salvaguardas aplicadas.

Entre las cuestiones que han sido objeto de comunicación con el Directorio de la Sociedad, determinamos las que han sido de la mayor significatividad en la auditoría de los estados financieros consolidados del presente ejercicio y que son, en consecuencia, las cuestiones clave de la auditoría. Describimos esas cuestiones en nuestro informe de auditoría salvo que las disposiciones legales o reglamentarias prohíban revelar públicamente la cuestión o, en circunstancias extremadamente poco frecuentes, determinemos que una cuestión no se debería comunicar en nuestro informe porque puede preverse razonablemente que las consecuencias adversas de hacerlo superarían los beneficios de interés público de la misma.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

• a) Los estados financieros consolidados adjuntos han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con las normas aplicables de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y de la Comisión Nacional de Valores (CNV).

• b) Las cifras de los estados financieros consolidados adjuntos surgen de aplicar los procedimientos de consolidación establecidos por las NIIF a partir de los estados financieros individuales de las sociedades del Grupo. Los estados financieros individuales de la Sociedad surgen de sus registros

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contables que, en sus aspectos formales, han sido llevados de conformidad con las disposiciones legales vigentes.

• c) Los estados financieros consolidados adjuntos se encuentran transcriptos en el libro Inventarios y balances de la Sociedad.

• d) En cumplimiento de las normas aplicables de la CNV, informamos las siguientes relaciones porcentuales correspondientes a los honorarios facturados directa o indirectamente por nuestra sociedad profesional al 31 de diciembre de 2020:

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora, y el total de honorarios por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 99%.

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora y el total de honorarios por servicios de auditoría facturados a la emisora y a sus sociedades subsidiarias (controladas) y vinculadas: 69%.

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora y el total de honorarios por todo concepto facturados a la emisora y a sus sociedades subsidiarias (controladas) y vinculadas por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría 63%.

• e) Según surge de los registros contables de la sociedad controladora mencionados en el apartado b) de este capítulo, el pasivo devengado al 31 de diciembre de 2020 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $31.292.777 y no era exigible a esa fecha.

• f) Hemos aplicado, en la sociedad controladora, los procedimientos sobre prevención de lavado de activos de origen delictivo y financiación del terrorismo previstos en la Resolución C.D. N° 77/2011 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2021.

Deloitte & Co. S.A.

(Registro de Asoc. Prof. Universitarios C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3)

Diego De Vivo Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 223 - Fº 190

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

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

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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CONTENIDO

CONTENIDO	CONTENIDO
GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................................................................................... 1
INFORMACIÓN LEGAL .............................................................................................................................................................. 3
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ...................................................................................................................................... 4
ESTADOS DE RESULTADOS ....................................................................................................................................................... 5
ESTADO DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ............................................................................................................................... 6
ESTADO DE FLUJO DE EFECTIVO ............................................................................................................................................... 8
1.	INFORMACIÓN GENERAL Y ACTIVIDAD PRINCIPAL DE LA SOCIEDAD ............................................................................ 9
2.	BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS ............................................................... 11
3.	ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES ................................................................................................................... 37
4.	ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES ............................................................................................................................. 37
5.	ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO .............................................................................................................. 38
6.	INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA........................................................................................................ 42
7.	INFORMACIÓN CUANTITATIVA Y CUALITATIVA SOBRE VALORES RAZONABLES ......................................................... 43
8.	ACTIVOS INTANGIBLES .............................................................................................................................................. 45
9.	PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO ............................................................................................................................. 46
10.	ACTIVOS POR DERECHO DE USO ................................................................................................................................ 47
11.	INVERSIONES EN NEGOCIOS CONJUNTOS .................................................................................................................. 47
12.	OTROS CRÉDITOS ...................................................................................................................................................... 49
13.	CRÉDITOS POR VENTAS ............................................................................................................................................. 50
14.	EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO .................................................................................................................. 50
15.	IMPUESTO A LAS GANANCIAS ................................................................................................................................... 51
16.	PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS ............................................................................................................................. 53
17.	PRÉSTAMOS .............................................................................................................................................................. 53
18.	CUENTAS POR PAGAR................................................................................................................................................ 58
19.	INGRESOS POR VENTAS ............................................................................................................................................. 59
20.	GASTOS POR NATURALEZA ........................................................................................................................................ 59
21.	OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS ................................................................................................................ 61
22.	RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS ........................................................................................................................... 61
23.	PATRIMONIO ............................................................................................................................................................ 61
24.	RESULTADO NETO POR ACCIÓN ................................................................................................................................. 62
25.	RESTRICCIONES SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS ......................................................................................... 62
26.	ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS AL PESO ARGENTINO ......................................................................... 63
27.	PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS ............................................................. 63
28.	REGULARIZACIÓN DE ACREENCIAS POR LIQUIDACIONES DE VENTA CON FECHA DE VENCIMIENTO A DEFINIR
(“LVFVD”) .............................................................................................................................................................................. 66
29.	PASIVOS CONTINGENTES ........................................................................................................................................... 66
30.	MARCO REGULATORIO .............................................................................................................................................. 77
31.	REFORMA TRIBUTARIA .............................................................................................................................................. 87
32.	INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS ......................................................................................................... 89
33.	IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19 ........................................................................................ 92
34.	HECHOS POSTERIORES .............................................................................................................................................. 93

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ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A

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GLOSARIO DE TÉRMINOS

Término

Definición

ADR American Depositary Receipt AESA Sociedad Relacionada A-Evangelista S.A. AFIP Administración Federal de Ingresos Públicos Asociada Sociedad sobre la cual YPF EE posee influencia significativa conforme lo dispuesto por la NIC 28 BNR BNR Infrastructure Co-Investment Limited CAEE Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica CAMMESA Compañía Administradora del Mercado Eléctrico S.A. CDS Negocio Conjunto Central Dock Sud S.A. CNV Comisión Nacional de Valores CINIIF Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera COD (en inglés, commercial operation date) corresponden a las fechas de habilitación comercial. CSJN Corte Suprema de Justicia de la Nación Energía Base Generación de energía eléctrica bajo Res. SEE 01/2019 y anteriores, y Resolución SGE 70/2018 ENRE Ente Nacional Regulador de la Electricidad EUR Euro FACPCE Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas FONINVEMEM Fondo para Inversiones Necesarias que Permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista GE Corresponden indistintamente a cualquier sociedad subsidiaria y/o afiliada de General Electric Corporation, Inc. GE EFS GE EFS Power Investments B.V., afiliada de GE Grupo YPF EE y sus subsidiarias GW Gigawatts GWh Gigawatt por hora IASB Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad IDS Asociada Inversora Dock Sud S.A. IGJ Inspección General de Justicia IGMP Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta IPC Índice de Precios al Consumidor IPIM Indice de Precios Internos al por Mayor IVA Impuesto al Valor Agregado LGS Ley General de Sociedades N° 19.550 (T.O. 1984) y sus modificaciones Loma Campana I Central térmica Loma Campana I ubicada en la localidad de Añelo, provincia de Neuquén Loma Campana II Central térmica Loma Campana II ubicada en la localidad de Añelo, provincia de Neuquén. Luz del León Sociedad subsidiaria Luz del León S.A. MATER Mercado a Término de Energía Renovable MEM Mercado Eléctrico Mayorista MW Megavatio MWh Megavatio hora Negocio conjunto Sociedad sobre la cual YPF EE posee control conjunto conforme lo dispuesto por la NIIF 11 NIC Norma Internacional de Contabilidad NIIF Normas Internacionales de Información Financiera ON Obligaciones negociables OPESSA Sociedad Relacionada Operadora de Estaciones de Servicios S.A. PEN Poder Ejecutivo Nacional PPA (en inglés, power purchase agreements) corresponden a los contratos de compraventa de potencia y/o energía, según el caso, suscriptos entre la Sociedad y sus clientes SADI Sistema Argentino de Interconexión

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A

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ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

Término

Definición

SE Secretaria de Energía SEE Secretaria de Energía Eléctrica SGE Secretaría de Gobierno de Energía SIC Comité de Interpretaciones de las NIC (“Standing Interpretation Committee”) Subsidiaria Sociedad sobre la cual YPF EE tiene control, conforme lo dispuesto por la NIIF 10 UGE Unidad Generadora de Efectivo US$ Dólar estadounidense Y-GEN Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica S.A.U. (anteriormente Y-GEN Eléctrica S.R.L.) Y-GEN II Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica II S.A.U. (anteriormente Y-GEN Eléctrica II S.R.L.) Y-GEN III Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica III S.R.L. Y-GEN IV Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica IV S.R.L. YPF YPF Sociedad Anónima YPF EE o la Sociedad YPF Energía Eléctrica S.A. YPF EE Comercializadora Sociedad subsidiaria YPF EE Comercializadora S.A.U.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A

ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Avenida Córdoba 111, Piso 14 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina

Ejercicio económico

N° 8 iniciado el 1° de enero de 2020

Actividad principal de la Sociedad

Generación, transporte y comercialización de energía eléctrica a partir de todas las fuentes primarias de producción.

Clave Única de Identificación Tributaria (“CUIT”):

30-71412830-9.

Inscripción en el Registro Público

• Del contrato social: 26 de agosto de 2013.

• Última modificación del estatuto: 20 de marzo de 2018.

Número de registro en la IGJ

16.440 del Libro 65, Tomo A de Sociedades Anónimas.

Fecha de finalización del Contrato Social

26 de agosto de 2112.

Composición del Capital Social

(Importes expresados en pesos argentinos - Ver Nota 23)

Clase de acciones	Suscripto, integrado, emitido e inscripto
Acciones ordinarias escriturales en circulación de valor nominal 1 y con derecho a 1
voto por acción.
Clase A	2.810.302.991
Clase B	936.767.364
	3.747.070.355

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

	31 de diciembre de 31 de diciembre de
Notas 2020 2019
ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipo 9 137.105.039 82.019.814 Activos intangibles 8 440.000 312.999 Activos por derecho de uso(1) 10 1.334.330 1.065.710 Inversiones en negocios conjuntos 11 5.410.422 4.064.410 Otros créditos 12 3.536.959 1.531.942 Activos por impuesto diferido, netos 15 557.598 - Activos mantenidos para su disposición 4 - 7.540.543
Total del activo no corriente	148.384.348 96.535.418
Activo corriente Otros créditos 12 3.539.253 2.616.130 Créditos por ventas 13 9.082.345 6.857.677 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido 17 3.741.094 2.448.153 Efectivo y equivalentes de efectivo 14 14.296.594 14.700.487
Total del activo corriente 30.659.286 26.622.447
TOTAL DEL ACTIVO	179.043.634 123.157.865
PATRIMONIO Aportes de los propietarios 8.411.982 8.411.982 Reservas, otros resultados integrales y resultados acumulados 62.382.821 37.126.778
TOTAL DEL PATRIMONIO	70.794.803 45.538.760
PASIVO Pasivo no corriente Provisiones 132.636 58.700 Pasivos por impuesto diferido, netos 15 10.333.778 5.687.365 Pasivos por arrendamientos(1) 16 862.149 728.043 Préstamos 17 58.855.627 50.735.033 Otros pasivos financieros 7 5.962 10.430 Pasivos asociados con los activos mantenidos para su disposición 4 - 842.191
Total del pasivo no corriente 70.190.152 58.061.762
Pasivo corriente Cargas fiscales 132.628 78.209 Impuesto a las ganancias a pagar 466.866 - Remuneraciones y cargas sociales 458.161 267.461 Pasivos por arrendamientos(1) 16 227.930 202.812 Préstamos 17 29.030.649 9.770.245 Otros pasivos financieros 7 75.843 9.824 Cuentas por pagar 18 7.666.602 9.228.792
Total del pasivo corriente 38.058.679 19.557.343
TOTAL DEL PASIVO 108.248.831 77.619.105
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO	179.043.634 123.157.865

(1) Ver Nota 2.3.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

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ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

		Por los ejercicios	finalizados el 31 de
		diciembre de
	Notas	2020	2019
Ingresos	19	21.416.226	16.113.915
Costos deproducción(2)	20	(10.013.353)	(7.701.253)
Resultado bruto		11.402.873	8.412.662
Gastos de administración y comercialización(2)	20	(2.104.737)	(1.329.280)
Regularización de acreencias	28	-	611.025
Otros resultados operativos, netos(2)	21	2.068.351	173.126
Resultado operativo		11.366.487	7.867.533
Resultado por participación en sociedades	11	355.876	778.173
Resultados financieros, netos
- Ingresos financieros	22	8.971.422	4.847.675
- Costos financieros	22	(10.986.205)	(6.907.836)
Resultados financieros, netos(2)	22	(2.014.783)	(2.060.161)
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias		9.707.580	6.585.545
Impuesto a lasganancias	15	(3.796.932)	(2.358.969)
Resultado neto del ejercicio		5.910.648	4.226.576
Otros resultados integrales
Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Diferencia de conversión de activos mantenidos para su disposición	2.3.18	149.205	341.812
Diferencia de conversión	2.3.18	19.358.365	15.527.668
Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Resultados por posición monetaria neta de los negocios conjuntos	2.3.18	1.365.095	-
Diferencia de conversión de los negocios conjuntos	2.3.18	(1.494.061)	-
Cambios en el valor razonable de instrumentos derivados, netos del efecto impositivo(1)	2.3.18	(33.209)	(78.572)
Otros resultados integrales del ejercicio		19.345.395	15.790.908
Resultado integral total del ejercicio		25.256.043	20.017.484
Resultado del ejercicio atribuible a lospropietarios de la Sociedad		5.910.648	4.226.576
Resultado integral del ejercicio atribuible a lospropietarios de la Sociedad		25.256.043	20.017.484
Resultado neto por acción
- Básico y diluido	24	1,577	1,128

(1) Neto del impuesto a las ganancias relacionado por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 por 15.880 y 23.261, respectivamente.

(2) Ver Nota 2.3.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
Aportes de lospropietarios Reservas
Capital suscripto	Prima de	Otras contribuciones de accionistas Reserva legal	Reserva	Reserva	Otros resultados integrales acumulados Resultados acumulados Total
			especial RG N°	para futuras
	emisión		609(1)	inversiones
Al 1° de enero de 2020 3.747.070 4.604.483 60.429 278.026 11.532 5.080.494 27.530.150 4.226.576 45.538.760 Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 29 de abril de 2020: - Apropiación a reserva legal - - - 211.329 - - - (211.329) - - Apropiación a reserva para futuras inversiones - - - - - 4.015.247 - (4.015.247) - Otros resultados integrales del ejercicio - - - - - - 19.345.395 - 19.345.395 Resultado neto del ejercicio - - - - - - - 5.910.648 5.910.648
Al 31 de diciembre de 2020 3.747.070 4.604.483 60.429 489.355 11.532				9.095.741 46.875.545 (2) 5.910.648 70.794.803

(1) Corresponde al ajuste inicial resultante por la adopción de las NIIF. Ver Nota 2.3.19.

(2) Incluye 491.017 por activos mantenidos para su disposición.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DICIEMBRE DE 2020 Y 2019 (Continuación)

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
Aportes de lospropietarios Reservas
Capital suscripto	Prima de	Otras contribuciones de accionistas Reserva legal	Reserva	Reserva	Otros resultados integrales acumulados Resultados acumulados Total
			especial RG N°	para futuras
	emisión		609(1)	inversiones
Al 1° de enero de 2019 3.747.070 4.604.483 60.429 52.755 - 881.681 11.739.242 4.435.616 25.521.276 Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 7 de mayo de 2019: - Apropiación a reserva especial RG N° 609 CNV - - - - 11.532 - - (11.532) - - Apropiación a reserva legal - - - 225.271 - - - (225.271) - - Apropiación a reserva para futuras inversiones - - - - - 4.198.813 - (4.198.813) - Otros resultados integrales del ejercicio - - - - - - 15.790.908 (2) - 15.790.908 Resultado neto del ejercicio - - - - - - - 4.226.576 4.226.576
Al 31 de diciembre de 2019 3.747.070 4.604.483 60.429 278.026 11.532				5.080.494 27.530.150 (2) 4.226.576 45.538.760

(1) Corresponde al ajuste inicial resultante por la adopción de las NIIF. Ver Nota 2.3.19.

(2) Incluye 341.812 por activos mantenidos para su disposición.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019 (Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	2020	2019
ACTIVIDADES OPERATIVAS
Resultado neto del ejercicio	5.910.648	4.226.576
Ajustes para conciliar el resultado neto con los fondos generados por las operaciones:
Resultados por participación en sociedades	(355.876)	(778.173)
Depreciación de propiedades, planta y equipo	4.661.999	2.807.014
Depreciación de activos por derecho de uso	147.239	68.641
Baja de propiedades, planta y equipo	123.141	193.658
Resultados financieros, netos	2.014.783	2.060.161
Movimiento de provisiones del pasivo	73.936	3.763
Aumento provisión deudores de dudoso cobro	-	48.772
Cargo por impuesto a las ganancias	3.908.359	2.399.311
Cargo por impuesto a las ganancias relacionado con activos mantenidos para su disposición	(111.427)	(40.342)
Dividendos cobrados	374.849	-
Cambios en activos y pasivos operativos:
Créditos por ventas	(452.309)	(1.549.489)
Otros créditos	(1.963.166)	(1.777.626)
Cuentas por pagar	(2.931.594)	(753.124)
Remuneraciones y cargas sociales	190.700	116.205
Cargas fiscales	521.285	(126.413)
Activos y pasivos mantenidos para su disposición	(727.274)	(429.989)
Pagos de impuesto a las ganancias	-	(134.762)
Intereses cobrados	848.638	394.712
Regularización de acreencias	-	666.208
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas	12.233.931	7.395.103
ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo	(11.696.778)	(18.837.582)
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo relacionados con activos mantenidos para su disposición	(1.478.081)	(4.046.621)
Adquisición de participación en otras sociedades	-	(92.636)
Pago de anticipos de propiedades, planta y equipo	(1.775.936)	(1.319.475)
Pago de anticipos de propiedades, planta y equipo relacionados con activos mantenidos para su
disposición	(34.400)	-
Adquisición de activos financieros	(7.481.898)	(6.250.358)
Liquidaciones de activos financieros	10.930.818	7.691.329
Efectivoyequivalentes de efectivo restringidos	(164.173)	(60.287)
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión	(11.700.448)	(22.915.630)
ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN
Préstamos obtenidos	9.759.720	22.351.072
Préstamos obtenidos relacionados con activos mantenidos para su disposición	3.685.453	-
Aportes de capital e integración prima de emisión	-	5.691.000
Cancelación de préstamos	(12.001.606)	(9.029.129)
Pago de pasivos por arrendamientos	(140.694)	(123.167)
Pago de interesesyotros costos financieros	(5.712.178)	(2.724.452)
Flujo neto efectivo de las actividades de financiación	(4.409.305)	16.165.324
(Disminución) / Aumento neto del efectivo	(3.875.822)	644.797
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo	3.450.735	9.375.548
Efectivo y equivalentes de efectivo de activos mantenidos para su disposición	21.194	(21.194)
Efectivoyequivalentes de efectivo al inicio del ejercicio(Nota 14)	14.700.487	4.701.336
Efectivoy equivalentes de efectivo al cierre del ejercicio(Nota 14)	14.296.594	14.700.487
Transaccionesque no implicaron movimientos en efectivoyequivalentes de efectivo	2020	2019
Adquisiciones de propiedades, planta y equipos pendientes de cancelación	16.838	2.842.996
Adquisiciones de propiedades, planta y equipos relacionado con activos disponibles para su disposición pendientes de
cancelación al cierre del ejercicio	442.150	-
Transferencias de anticipos por compra de propiedades, planta y equipo	1.103.354	1.552.034
Activación de intereses	2.059.644	1.142.274

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros consolidados.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

1. INFORMACIÓN GENERAL Y ACTIVIDAD PRINCIPAL DE LA SOCIEDAD

YPF Energía Eléctrica S.A. (en adelante “la Sociedad”), es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. Su domicilio legal es Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad y de las sociedades que componen el Grupo económico consiste en (i) la generación y comercialización de energía eléctrica a través de tres ciclos combinados ubicados en la provincia de Tucumán, dos centrales térmicas a ciclo abierto y motogeneradores ubicados en la provincia de Neuquén, dos plantas de cogeneración en la provincia de Buenos Aires, un parque eólico en la provincia de Buenos Aires y un parque eólico en la provincia de Chubut; (ii) proyecto de construcción de una central térmica de motogeneradores en la provincia de Chubut ; (iii) proyecto de construcción de parques eólicos en Santa Cruz y Buenos Aires; (iv) comercialización de energía; y (v) participación indirecta a través de IDS en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de la central térmica de CDS.

El Grupo tiene una capacidad de generación, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, de 2.249 MW, representando aproximadamente el 5,4% de la capacidad instalada total, incluyendo la participación en la Central Dock Sud, y el 5,7% sobre la energía demandada en la Argentina, según información publicada por CAMMESA.

Adicionalmente, se cuenta con proyectos en construcción por 231,3 MW.

Centrales térmicas

La Sociedad posee y opera el Complejo Tucumán conformado por la Central Térmica Tucumán, ubicada en la localidad de El Bracho, aproximadamente a 22 kms. al sur de San Miguel de Tucumán, en la provincia de Tucumán, con una capacidad de generación de electricidad de 447 MW y por la Central Térmica San Miguel de Tucumán, una planta de generación de energía de 382 MW. Asimismo, la Sociedad expandió el Complejo Tucumán mediante la central térmica de su subsidiaria Y-GEN II, El Bracho TG. Dicha central cuenta con una potencia de 274 MW y obtuvo la habilitación comercial el 27 de enero de 2018. En virtud de la Resolución N° 287 - E/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica, Y-GEN II resultó adjudicataria, como consecuencia del proceso licitatorio establecido, del proyecto por el cual se convertiría la central de ciclo abierto existente (El Bracho TG) en un ciclo combinado. Con fecha 23 de octubre de 2020 CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Turbina de Vapor N° 1 de la Central Térmica El Bracho hasta una potencia máxima total de 199 MW. La Turbina de Vapor N°1 completa el ciclo combinado de El Bracho y agrega 199 MW de capacidad instalada a la turbina de gas a ciclo abierto de alta eficiencia inaugurada en 2018. De esta manera el Ciclo Combinado completo alcanzará una potencia combinada total de 473 MW.

El nuevo ciclo combinado permite aumentar significativamente el nivel de eficiencia del proceso de generación de energía eléctrica que hasta dicho momento era de 38% para llegar a 57% y alcanzar así uno de los niveles más altos de eficiencia térmica del país. Con la finalización de esta obra, el Complejo Generación Tucumán se convierte en el centro de generación térmica más grande de la Argentina, con una capacidad instalada de 1.302 MW que puede abastecer a 2,7 millones de hogares.

En el año 2015, la Sociedad desarrolló su primer proyecto de generación térmica denominado Loma Campana I, ubicado en la localidad de Añelo, provincia de Neuquén, integrado por una central térmica de 105 MW de potencia instalada que comenzó su operación comercial a comienzos de noviembre de 2017 a través de la figura del autogenerador distribuido. La Sociedad pone a disposición de YPF potencia, a través de un acuerdo de operación y mantenimiento por un plazo de 15 años, con una remuneración fija por disponibilidad con precio denominado en dólares estadounidenses. Dicha central comenzó a operar el 7 de noviembre de 2017.

En el mismo predio se construyó Loma Campana II, de propiedad de Y-GEN, compuesta por una central térmica con una potencia de 107 MW, que tiene comprometida su potencia y energía a través de un PPA con CAMMESA a 10

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

años desde la fecha de habilitación comercial y con precio denominado en dólares estadounidenses. Loma Campana II comenzó a operar el 30 de noviembre de 2017.

Adicionalmente, la Sociedad posee y opera la central térmica Loma Campana Este, ubicada dentro del bloque de concesión de producción de petróleo y gas Loma Campana, en la localidad de Añelo, provincia de Neuquén. Esta central tiene una capacidad de generación de 17 MW. Dicha central funciona como productor de energía de autogeneración para YPF y no se encuentra conectada al SADI.

En febrero de 2018, la Sociedad adquirió el activo de generación térmica La Plata Cogeneración, anteriormente propiedad de Central Puerto S.A. Dicha central posee una capacidad de generación de 128 MW conectada al SADI. La Sociedad ha firmado un PPA con YPF S.A. por el servicio de generación de vapor denominado en dólares estadounidenses por un plazo de 15 años.

Por otra parte, en virtud de la Resolución N° 287 - E/2017, la Sociedad resultó adjudicataria de un nuevo proyecto de cogeneración a ser desarrollado dentro de la Refinería de La Plata, la cual es de propiedad de YPF. Este proyecto consistió en la instalación de una turbina de gas, su generador eléctrico y una caldera para generar vapor por recuperación de calor. Con fecha 27 de octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Central Térmica Cogeneración La Plata hasta una potencia máxima total de 89,2 MW. En cuanto al generador de vapor de recuperación de calor (HRSG) genera 200 Tn/h con fuego adicional y 140 Tn/h sin fuego adicional. La Sociedad ha firmado un contrato de PPA con CAMMESA por el término de 15 años luego de ser adjudicados en el proceso licitatorio previamente mencionado. En el mismo, se comprometió a instalar y mantener disponible una capacidad de generación de 72 MW en verano y 80,6 MW en invierno por el período del contrato desde la fecha de habilitación comercial. Asimismo, la Sociedad ha firmado un PPA con YPF S.A. por el servicio de generación de vapor denominado en dólares estadounidenses por un plazo de 15 años.

Adicionalmente, la Sociedad se encuentra finalizando el proyecto de construcción de una central térmica de motogeneradores en la provincia de Chubut, por el cual tiene firmado un PPA con YPF S.A. por la puesta a disposición de potencia por un plazo de 20 años. Dicho contrato se encuentra denominado en dólares estadounidenses.

Fuentes renovables

La Sociedad es titular del Parque Eólico Manantiales Behr, que cuenta con 99 MW de potencia instalada a través de 30 aerogeneradores Vestas de 3,3 MW de potencia instalada cada uno. El 25 de julio de 2018 se obtuvo la habilitación comercial de la primera etapa del parque por los primeros 49,5 MW y el 22 de diciembre de 2018 se obtuvo la última habilitación comercial de la segunda etapa por los 49,5 restantes.

Aproximadamente el 79% de la energía generada se está entregando a YPF S.A. mediante un PPA de 15 años con precio denominado en dólares estadounidenses. El resto de la energía generada se vende a distintos usuarios del sector privado, a través de PPAs denominados en dólares estadounidenses, con plazos que van de 5 a 21 años. Cabe destacar que este proyecto tiene asignada prioridad de despacho en el MATER por el 100% de su potencia instalada.

Asimismo, el grupo resultó adjudicatario, a través de Luz del León S.A., de un PPA en el marco del Programa RenovAr 2.0, para la provisión de energía renovable a través del proyecto Parque Eólico Cañadón León de 99 MW de potencia, ubicado en la provincia de Santa Cruz, a 25 kms. de la ciudad de Caleta Olivia, y aproximadamente a 100 kms. del Parque Eólico Manantiales Behr. Dicho PPA con CAMMESA, por 99 MW, es por un plazo de 20 años y tiene un precio denominado en dólares estadounidenses. El resto de la energía (23 MW) será entregada a YPF S.A., en virtud de un PPA en el MATER por un plazo de 15 años, también denominado en dólares estadounidenses.

Adicionalmente, el Grupo es titular del proyecto de generación eólica “Los Teros”, ubicado en la localidad de Azul, provincia de Buenos Aires. Dicho proyecto resultó adjudicatario de la asignación de prioridad de despacho para el MATER por el 100% de su capacidad instalada. La Sociedad ha contractualizado el 100% de la energía generada por

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

el parque, a través de PPAs denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A.(aproximadamente 25%) y con diversos usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 5 a 20 años. Con fecha 17 de septiembre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial (COD) de 99,58 MW correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I. Posteriormente se obtuvo la habilitación comercial de los restantes aerogeneradores que completan PELT I, de modo de alcanzar una potencia total de 123 MW.

Con fecha 21 de noviembre de 2018, la Sociedad adquirió el 100% de las acciones de Luz del Valle S.A., sociedad cuyo único activo es el desarrollo del proyecto eólico “Parque Eólico Los Teros II” ubicado en la localidad de Azul, provincia de Buenos Aires. El parque eólico tendrá una capacidad de 52 MW. A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad ha contractualizado aproximadamente el 85% de la energía a generar por el parque, a través de PPAs denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A. (aproximadamente 56%) y con diversos usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 10 a 15 años. Asimismo, la Sociedad se encuentra en proceso de firma de PPAs por la energía remanente.

Accionistas de la Sociedad

Hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2017, la Sociedad se encontraba controlada por YPF. Con fecha 20 de marzo de 2018, GE EFS Power Investments B.V. (“GE EFS”) una subsidiaria de EFS Global Energy B.V. (ambas sociedades indirectamente controladas por GE Company), suscribió acciones de YPF EE por el equivalente al 24,99% de su capital social, obligándose a aportar a tal efecto US$ 275.000.000. A partir del ingreso de GE a YPF EE, GE e YPF controlan YPF EE de manera conjunta en virtud de un acuerdo de control conjunto entre dichos accionistas (Nota 23).

El día 30 de julio de 2019, la Sociedad fue notificada por su accionista GE EFS, titular del 24,99% de las acciones de YPF EE, que el 100% de las acciones emitidas por GE EFS fue transferido a BNR Infrastructure Co-Investment Limited (“BNR”), una compañía privada constituida en Reino Unido. General Electric Company es titular indirectamente del 50% de los derechos económicos de BNR y Silk Road Fund Co. Ltd. es titular indirectamente del otro 50%. BNR es, a su vez, propietaria del 100% del capital social de GE EFS. General Electric Company seguirá indirectamente administrando y controlando BNR y, por lo tanto, continuará ejerciendo los derechos de votos correspondientes al 24,99% de las acciones de YPF Energía Eléctrica S.A. de titularidad de GE EFS.

2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS

2.1. Normas contables profesionales aplicadas

Con fecha 17 de abril de 2019, el Directorio de la Comisión Nacional de Valores (CNV) aprobó el ingreso de la Sociedad al régimen de Oferta Pública de títulos valores, y la creación del Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 1.500 millones. Con esta resolución, la Sociedad queda comprendida en las obligaciones establecidas por el Marco Normativo de la CNV como su nuevo órgano de contralor y está autorizada para buscar financiamiento en los mercados de capitales local o internacional.

La Sociedad prepara sus estados financieros consolidados de acuerdo con las NIIF, tal cual fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés) y las interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (“CINIIF”).

Asimismo, fueron incluidas algunas exposiciones adicionales requeridas por la Ley General de Sociedades N°19.550 (T.0.1984 y sus modificatorias) y/o regulaciones de la CNV sólo a efecto de cumplimiento con requerimientos regulatorios.

La emisión de los estados financieros consolidados de la Sociedad correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad el 3 de marzo de 2021.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

2.2. Bases de presentación y consolidación

Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados utilizando principios contables aplicables a una empresa en marcha.

2.2.1. Estados financieros consolidados

Los estados financieros consolidados incluyen los estados financieros del Grupo económico conformado por la controladora YPF EE y sus subsidiarias Y-GEN, Y-GEN II, Luz del Cerro S.A., Luz del Río S.A., Luz del Valle S.A., Luz del León S.A., Y-Luz Inversora S.A.U., YPF-EE Comercializadora, Y-GEN III e Y-GEN IV , y su asociada IDS.

A los efectos de la presentación de los estados financieros consolidados, la consolidación se ha realizado aplicando el método de consolidación global a todas las sociedades controladas, que son aquellas sobre las que el Grupo ejerce, directa o indirectamente, control. El Grupo controla una entidad cuando está expuesto, o tiene derechos a los resultados variables provenientes de su participación en la entidad y tiene la capacidad de afectar dichos resultados a través de su poder sobre la entidad. Esta capacidad se manifiesta, en general aunque no únicamente, por la titularidad, directa o indirecta, de más del 50% de las acciones con derecho a voto de una sociedad.

Las sociedades subsidiarias se consolidan, integrándose en los estados financieros consolidados la totalidad de sus activos, pasivos, ingresos, gastos y flujos de efectivo una vez realizados los ajustes y eliminaciones correspondientes de las operaciones intra Grupo.

Los resultados integrales de las subsidiarias, se incluyen en el estado de resultados integrales consolidado desde la fecha en que la Sociedad obtiene el control de la subsidiaria hasta la fecha en que pierde el control sobre ésta.

Para la consolidación de las sociedades sobre las que se ejerce control, se han utilizado los últimos estados financieros disponibles al cierre de cada ejercicio, considerando los hechos y las operaciones significativas subsecuentes y/o información de gestión disponible y las transacciones entre la Sociedad y las sociedades controladas que hubieran modificado, en caso de corresponder, el patrimonio de estas últimas. Asimismo, los principios y criterios de contabilidad utilizados por las sociedades controladas se han homogeneizado, en caso de ser necesario, con los de la Sociedad con el fin de presentar los estados financieros consolidados con base de normas de valoración y presentación homogéneas.

• Efectos de la conversión de las inversiones en negocios conjuntos con moneda funcional correspondiente a una economía hiperinflacionaria

La NIC 21 requiere que los estados financieros de una subsidiaria cuya moneda funcional sea la correspondiente a una economía hiperinflacionaria sean reexpresados de acuerdo con la NIC 29 antes de ser incluidos en los estados financieros consolidados de su controlante cuya moneda funcional sea la de una no hiperinflacionaria, con la excepción de sus cifras comparativas. Por lo tanto, los resultados y situación financiera de las subsidiarias con moneda funcional peso se convirtieron al dólar estadounidense utilizando los siguientes procedimientos: todos los importes se convirtieron al tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de los estados financieros, excepto las cifras comparativas, que fueron las presentadas como importes corrientes dentro de los estados financieros del ejercicio precedente (es decir, estos importes no se ajustaron por las variaciones posteriores que se produjeron en el nivel de precios o en los tipos de cambio). De esta manera, el efecto de la reexpresión de las cifras comparativas fue reconocido dentro de los otros resultados integrales. Estos criterios también fueron aplicados por el Grupo para sus inversiones en negocios conjuntos. Cuando la economía en cuestión deje de ser hiperinflacionaria y la entidad deje de reexpresar sus estados financieros de acuerdo con la NIC 29, utilizará como costos históricos, para convertirlos a la moneda de presentación, los importes reexpresados según el nivel de precios en la fecha en que la entidad deje de hacer la citada reexpresión.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

 Efecto impositivo en Otros resultados integrales

Los resultados imputados dentro de los Otros resultados integrales relacionados con diferencias de conversión y resultados por la posición monetaria neta generadas por inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y por la conversión de los estados financieros de YPF EE a su moneda de presentación (pesos argentinos), no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación dichas transacciones no tuvieron impacto en el resultado contable ni impositivo.

El Grupo posee participación en el 100% del capital de las sociedades consolidadas. Consecuentemente, no existen participaciones minoritarias.

Estructura y organización del Grupo económico

El siguiente cuadro muestra la estructura organizacional, incluyendo las principales sociedades del Grupo, al 31 de diciembre de 2020:

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Al 31 de diciembre de 2020 el Grupo mantenía un capital de trabajo negativo de 7.399.393, como consecuencia de encontrarse en pleno proceso de construcción o reciente finalización de las centrales y parques eólicos relacionados con los proyectos detallados en la Nota 27. Sin perjuicio de esto, con base en las condiciones actuales del mercado financiero doméstico, el Directorio y la Gerencia de la Sociedad no anticipan inconvenientes para renovar las Obligaciones negociables y otras líneas de crédito que vencen durante 2021, de ser necesario.

2.2.2. Unidad de medida

Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base del modelo de costo histórico, a excepción de ciertos activos y pasivos que fueron medidos a sus valores razonables con cambios imputados a resultados u otros resultados integrales.

2.3. Resumen de las políticas contables significativas

Las políticas contables adoptadas para los estados financieros son consistentes con las utilizadas en los estados financieros correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, excepto por lo siguiente:

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Clasificación de intereses comerciales en el estado de resultados integrales

La Gerencia de la Sociedad entiende que los conceptos correspondientes a intereses por mora en la cancelación de créditos por venta por pago fuera de término de CAMMESA, suministran información relevante sobre la operación y flujos operativos del negocio, en lugar de ser representativas del rendimiento financiero de la Sociedad, por tal motivo, a partir del cuarto trimestre de 2020, se exponen dentro del rubro “Otros resultados operativos, netos” del estado de resultados integrales y como flujo de las actividades operativas en el estado de flujo de efectivo. La Gerencia considera que esta presentación refleja mejor los impactos del ciclo operativo, permitiendo la presentación unificada junto con otros gastos que ya se incluyen dentro de los resultados operativos, particularmente considerando el contexto actual que profundizó el atraso en los plazos de pago a generadoras y distribuidores de energía eléctrica. Consecuentemente, las cifras correspondientes a los intereses comerciales presentados en forma comparativa fueron reclasificados del rubro “Resultados financieros, netos” al rubro “Otros resultados operativos, netos” por 71.337, a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente ejercicio.

Honorarios de arrendamiento anual de contratos de operación y mantenimiento

Durante el presente ejercicio, y en el marco de la revisión de ciertos contratos de operación y mantenimiento del Grupo, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el honorario de arrendamiento anual en base a la NIIF 16 “Arrendamientos”. Dicho honorario otorga a la Sociedad el derecho de uso de un activo identificado (“Supercore”) en los casos identificados en el contrato. Consecuentemente, el Grupo ha adecuado las cifras comparativas de los rubros “Activos por derecho de uso” y “Pasivos por arrendamientos” del estado de situación financiera por un monto de 316.587 al 31 de diciembre de 2019 y 1 de enero de 2019. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

Las siguientes son las políticas contables significativas aplicadas por el Grupo en la preparación de sus estados financieros consolidados.

Resultado financiero generado por adquisición y liquidación de activos financieros

Durante el presente ejercicio, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el resultado financiero generado por la adquisición y liquidación de activos financieros en “Otros ingresos financieros”, mateniéndose dentro del rubro de “Resultados financieros, netos”. Consecuentemente, la el Grupo ha adecuado las cifras comparativas en la apertura de las notas de dicho rubro por un monto de 1.440.971, adecuándose también la presentación de dichas transacciones en el estado de flujo de efectivo. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

Resultado generado por prestación de los servicios de mantenimiento y/o reemplazo de partes

Durante el presente ejercicio, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el resultado generado por la prestación de los servicios de mantenimiento y/o reemplazo de partes en la línea de “Conservación, reparación y mantenimiento”, manteniéndose dentro del rubro de “Costos de producción”. Consecuentemente, el Grupo ha adecuado las cifras comparativas en la apertura de dicho rubro en la nota “Gastos por naturaleza” por un monto de 270.735. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

Moneda funcional y de presentación

Bajo NIIF las compañías deben definir su moneda funcional, la cual puede diferir de la moneda de presentación, requiriéndose definir la misma de acuerdo a los criterios establecidos por la NIC 21 “Efectos de las variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera”. En función de lo establecido por la mencionada norma, considerando las principales actividades de la Sociedad, sus subsidiarias y asociadas según se detallan en la Nota 11 y la moneda del entorno económico primario en el que operan las entidades, la Administración y el Directorio han definido para el Grupo, el dólar estadounidense como moneda funcional. En función de ello, los estados financieros del Grupo, han sido convertidos a dólares estadounidenses de acuerdo al procedimiento establecido por la NIC 21. De acuerdo

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

a dicho procedimiento, los activos y pasivos monetarios son convertidos al tipo de cambio al cierre. Las partidas no monetarias, que se midan en términos de costo histórico, así como los resultados son convertidos utilizando el tipo de cambio de la fecha de la transacción. Los resultados por la conversión de los activos y pasivos monetarios distintos al dólar estadounidense, son reconocidos en el resultado del ejercicio en el cual se generan.

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

Los resultados imputados dentro de Otros resultados integrales relacionados con diferencias de conversión de los estados financieros de la Sociedad a su moneda de presentación (pesos), no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación, dichas transacciones no tuvieron impacto en la utilidad contable ni impositiva.

Los activos y pasivos en moneda funcional han sido convertidos a la moneda de presentación utilizando los siguientes tipos de cambio, los cuales surgen del promedio entre el comprador y vendedor del Banco de la Nación Argentina:

	31.12.2020	31.12.2019
Peso argentino (ARS)	84,05	59,79

2.3.1. Moneda extranjera

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

2.3.2. Clasificación de partidas en corrientes y no corrientes

El Grupo presenta los activos y pasivos en el estado de situación financiera clasificados como corrientes y no corrientes. Un activo se clasifica como corriente cuando la entidad:

• espera realizar el activo o tiene la intención de venderlo o consumirlo en su ciclo normal de operación;

• mantiene el activo principalmente con fines de negociación;

• espera realizar el activo dentro de los doce meses siguientes después del ejercicio sobre el que se informa; o

• el activo es efectivo o equivalente al efectivo a menos que éste se encuentre restringido y no pueda ser intercambiado ni utilizado para cancelar un pasivo por un período mínimo de doce meses después del cierre del ejercicio sobre el que se informa.

Todos los demás activos se clasifican como no corrientes.

Un pasivo se clasifica como corriente cuando la entidad:

• espera liquidar el pasivo en su ciclo normal de operación;

• mantiene el pasivo principalmente con fines de negociación;

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• el pasivo debe liquidarse dentro de los doce meses siguientes a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa; o

• no tiene un derecho incondicional para aplazar la cancelación del pasivo durante, al menos, los doce meses siguientes a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa.

Todos los demás pasivos se clasifican como no corrientes.

Los activos y pasivos por impuestos diferidos se clasifican como activos y pasivos no corrientes, en todos los casos.

2.3.3. Mediciones del valor razonable

El Grupo mide ciertos instrumentos financieros por su valor razonable a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa. Asimismo, los valores razonables de los instrumentos financieros medidos por su costo amortizado se revelan en la Nota 7.

Se define como valor razonable al precio que sería recibido por vender un activo o pagado por transferir un pasivo en una transacción ordenada entre participantes del mercado en la fecha de la medición. Una medición a valor razonable supone que la transacción de venta del activo o transferencia del pasivo tiene lugar:

• en el mercado principal del activo o pasivo; o

• en ausencia de un mercado principal, en el mercado más ventajoso para el activo o pasivo.

El mercado principal o más ventajoso debe ser accesible para el Grupo. El valor razonable de un activo o un pasivo se mide utilizando los supuestos que los participantes del mercado utilizarían para fijar el precio del activo o pasivo, suponiendo que los participantes del mercado actúan en su mejor interés económico.

Una medición a valor razonable de un activo no financiero tendrá en cuenta la capacidad del participante del mercado para generar beneficios económicos mediante la utilización del activo en su máximo y mejor uso, o mediante la venta de éste a otro participante del mercado que utilizaría el activo en su máximo y mejor uso.

El Grupo utiliza las técnicas de valoración que resultan más apropiadas a las circunstancias y sobre las cuales existan datos suficientes disponibles para medir el valor razonable, maximizando el uso de datos de entrada observables relevantes y minimizando el uso de datos de entrada no observables.

Todos los activos y pasivos para los cuales se mide o se revela el valor razonable en los estados financieros se categorizan dentro de la jerarquía de valor razonable, como se describe a continuación, considerando para ello el dato de entrada de nivel inferior que sea significativo para la medición del valor razonable en su conjunto:

• Datos de entrada de Nivel 1: precios de cotización (sin ajustar) en mercados activos para activos o pasivos idénticos.

• Datos de entrada de Nivel 2: técnicas de valoración para las cuales los datos de entrada son distintos de los precios de cotización incluidos en el Nivel 1, pero son observables para el activo o pasivo, directa o indirectamente.

• Datos de entrada de Nivel 3: técnicas de valoración para las cuales los datos de entrada no son observables para el activo o pasivo.

2.3.4. Reconocimiento de ingresos

2.3.5.1. Ingresos por ventas

La NIIF 15 presenta un modelo detallado de cinco pasos para explicar los ingresos procedentes de contratos con clientes. Su principio fundamental reside en que una entidad debe reconocer el ingreso para representar la

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transferencia de bienes o servicios prometidos a los clientes, en un importe que refleje la contraprestación que la entidad espera recibir a cambio de esos bienes o servicios, al momento de satisfacer una obligación de desempeño.

Un activo se transfiere cuando (o a medida que) el cliente obtiene el control de ese activo, definido como la capacidad para dirigir el uso y obtener sustancialmente todos los beneficios restantes del activo. La NIIF 15 requiere analizar:

• Si el contrato (o la combinación de contratos) contiene más de un bien o servicio prometido, cuándo y cómo los bienes o servicios deberían ser otorgados.

• Si el precio de transacción distribuido a cada obligación de desempeño debería ser reconocido como ingreso a lo largo del tiempo o en un momento determinado. Según la NIIF 15, una entidad reconoce un ingreso cuando se satisface la obligación, es decir, cuando el control de los bienes y servicios que posee una obligación en particular es transferido al cliente. El nuevo modelo no incluye lineamientos separados para la “venta de bienes” y la “provisión de servicios”; en su lugar, requiere que las entidades evalúen si el ingreso debería ser reconocido a lo largo del tiempo o en un momento en específico, sin importar si el ingreso incluye “la venta de bienes” o “la provisión de servicios”.

• Cuando el precio de transacción incluya un elemento de estimación de pagos variables, cómo afectará el monto y el tiempo para que se reconozca el ingreso. El concepto de estimación de pago variable es amplio. Se considera un precio de transacción como variable por los descuentos, reembolsos, créditos, concesiones de precio, incentivos, bonos de desempeño, penalizaciones y acuerdos de contingencia. El nuevo modelo introduce una gran condición para que una consideración variable sea reconocida como ingreso: solo hasta que sea muy poco probable que ocurra un cambio significativo en el importe del ingreso acumulado y cuando se hayan resuelto las incertidumbres inherentes a la estimación de pago variable.

• Cuándo los costos incurridos para concretar un contrato y los costos para cumplirlo puedan reconocerse como un activo.

La Sociedad reconoce sus ingresos por ventas en función de la disponibilidad de potencia efectiva de sus máquinas, de la energía despachada y del vapor entregado, y como contrapartida un crédito por venta es reconocido. Dicho crédito representa el derecho incondicional que posee la Sociedad de recibir la contraprestación adeudada por el cliente. Por su parte, la facturación del servicio es mensual y su plazo de cobro no es significativo. La oportunidad de la satisfacción de la obligación de desempeño se produce a lo largo del tiempo debido a que el cliente recibe y consume de forma simultánea los beneficios proporcionados por el desempeño de la entidad a medida que la entidad lo realiza.

Los ingresos por ventas de energía, por puesta a disposición de potencia y ventas de vapor (incluyendo la remuneración por mantenimiento no recurrente y la remuneración adicional indirecta) se calculan a los precios establecidos en los respectivos contratos o a los precios prevalecientes en el mercado eléctrico, de acuerdo con las regulaciones vigentes. Estos incluyen ingresos por venta de vapor, energía y potencia, puesta a disposición y/o suministrada y no facturada, hasta la fecha de cierre sobre la que se informa, valorados a los precios definidos en los contratos o en las regulaciones respectivas.

Adicionalmente, los requerimientos destinados a proporcionar desgloses de información a revelar se detallan en la Nota 19.

2.3.5.2. Resultados financieros, netos

Para todos los activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado y a valor razonable con cambios en resultados, los intereses ganados o perdidos se registran utilizando el método de la tasa de interés efectiva, que es la tasa de interés que descuenta en forma exacta los flujos futuros de pagos y cobros en efectivo estimados a lo

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largo de la vida esperada del instrumento financiero, o de un período de menor duración, según corresponda, respecto del importe neto en libros del activo o pasivo financiero. Los intereses ganados (excepto lo mencionado en Nota 2.3) y perdidos se incluyen en la línea de resultados financieros, netos en el estado de resultados integrales consolidado.

2.3.6. Impuestos

2.3.6.1. Impuesto a las ganancias corriente

Los activos y pasivos por el impuesto a las ganancias corriente del ejercicio se miden por los importes que se espera recuperar de o pagar a la autoridad fiscal. Las tasas impositivas y la normativa fiscal utilizadas para computar dichos importes son aquellas que estén aprobadas o cuyo procedimiento de aprobación se encuentre próximo a completarse a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa. La tasa impositiva vigente para los ejercicios fiscales 2020 y 2019 es del 30% (ver Nota 31).

El impuesto a las ganancias corriente que se relaciona con partidas que se reconocen directamente en el patrimonio, también se reconoce en el patrimonio y no en el estado de resultados integrales consolidado.

La Dirección evalúa en forma periódica las posiciones tomadas en las declaraciones de impuestos con respecto a las situaciones en las que las normas fiscales aplicables se encuentran sujetas a interpretación, y constituye provisiones cuando fuera apropiado.

2.3.6.2. Impuesto a las ganancias diferido

El impuesto a las ganancias diferido se reconoce utilizando el método del pasivo sobre las diferencias temporarias entre las bases impositivas de los activos y pasivos y sus importes en libros a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa.

Los pasivos por impuesto diferido se reconocen para todas las diferencias temporarias imponibles, salvo:

• Cuando el pasivo por impuesto diferido surja del reconocimiento inicial de una plusvalía, o de un activo o un pasivo en una transacción que no constituya una combinación de negocios y que, al momento de la transacción, no afecte la ganancia contable ni la ganancia o la pérdida impositiva;

• Con respecto a las diferencias temporarias imponibles relacionadas con las inversiones en subsidiarias y asociadas, cuando la oportunidad de su reversión se pueda controlar, y sea probable que las mismas no se reversen en el futuro cercano.

Los activos por impuesto diferido se reconocen para todas las diferencias temporarias deducibles, y por la compensación futura de quebrantos impositivos no utilizados, en la medida en que sea probable la existencia de ganancias imponibles disponibles futuras contra las cuales se puedan compensar dichas diferencias temporarias deducibles, y/o se puedan utilizar dichos quebrantos impositivos, salvo:

• Cuando el activo por impuesto diferido surja del reconocimiento inicial de un activo o un pasivo en una transacción que no constituya una combinación de negocios y que, al momento de la transacción, no afecte la ganancia contable ni la ganancia o la pérdida impositiva;

• Con respecto a las diferencias temporarias deducibles relacionadas con las inversiones en subsidiarias, asociadas y participaciones en negocios conjuntos, donde los activos por impuesto diferido se reconocen solamente en la medida en que sea probable que las diferencias temporarias deducibles se reviertan en un futuro cercano, y que existan ganancias imponibles disponibles futuras contra las cuales se puedan compensar dichas diferencias.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

El importe en libros de los activos por impuesto diferido se revisa en cada fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa y se reduce con cargo al resultado integral del ejercicio o al otro resultado integral, según corresponda, en la medida en que ya no sea probable la existencia de suficiente ganancia imponible futura para permitir que esos activos por impuesto diferido sean utilizados (recuperados) total o parcialmente. Los activos por impuesto diferido no reconocidos se reevalúan en cada fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa y se reconocen con crédito al resultado del ejercicio o al otro resultado integral, según corresponda, en la medida en que se torne probable la existencia de ganancias imponibles futuras que permitan recuperar dichos activos por impuesto diferido no reconocidos con anterioridad.

Los activos y pasivos por impuesto diferido se miden por sus importes nominales sin descontar, a las tasas impositivas que se espera sean de aplicación en el ejercicio en el que el activo se realice o el pasivo se cancele, en base a las tasas impositivas y normas fiscales que fueron aprobadas a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, o cuyo procedimiento de aprobación se encuentre próximo a completarse a esa fecha (ver Nota 31).

El impuesto diferido relacionado con las partidas reconocidas fuera del resultado del ejercicio, también se reconoce fuera de éste. Estas partidas se reconocen en correlación con las transacciones subyacentes con las que se relacionan, ya sea en Otro resultado integral o directamente en el Patrimonio.

Los activos y pasivos por impuesto diferido se compensan si existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos y pasivos por el impuesto a las ganancias corriente, y si los impuestos diferidos se relacionan con la misma entidad sujeta a impuestos y la misma jurisdicción fiscal.

• Ajuste por inflación fiscal

La Ley N° 27.468 publicada en el Boletín Oficial el 4 de diciembre de 2018 dispuso que a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo, el mismo tiene vigencia para los ejercicios que se iniciaron a partir del 1° de enero de 2018. Respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, ese procedimiento fue aplicable en caso de que la variación del Índice de Precios al Consumidor (“IPC”), calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios superase un 55%, un 30% y en un 15%, para el primer, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente. Considerando que se han verificado los mencionados índices, al 31 de diciembre de 2020 y 2019, la Sociedad ha aplicado el procedimiento de ajuste por inflación impositivo. El impacto del ajuste por inflación impositivo de los ejercicios 2020 y 2019 fue imputado de la siguiente forma: 1/6 en ese mismo ejercicio fiscal y los 5/6 restantes en partes iguales durante los siguientes cinco años.

CINIIF 23, Incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto a las ganancias

El 7 de junio de 2017, el IASB emitió la CINIIF 23, Incertidumbre sobre los tratamientos del impuesto a las ganancias. Esta Interpretación establece cómo determinar una posición impositiva cuando existe incertidumbre sobre el tratamiento del impuesto a las ganancias. La CINIIF 23 requiere que una entidad: (i) determine si las posiciones fiscales inciertas deben ser evaluadas separadamente o en conjunto; (ii) evalúe si es probable que la autoridad fiscal acepte el tratamiento impositivo incierto utilizado o que se planea utilizar por una entidad en sus declaraciones de impuesto a las ganancias. En caso afirmativo, se debe determinar la posición fiscal contable de manera consistente con el tratamiento fiscal utilizado en las declaraciones de impuesto a las ganancias. En caso negativo, debe reflejarse el efecto de la incertidumbre en la determinación de la posición fiscal contable utilizando el monto más probable o el método del valor esperado.

La CINIIF 23 es obligatoria a partir de los estados financieros anuales que comenzaron el 1° de enero de 2019 y su aplicación no tuvo un impacto significativo sobre los estados financieros de la Sociedad.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

2.3.6.3. Otros impuestos relacionados con las ventas y con los débitos y créditos bancarios

Los ingresos de actividades ordinarias, los gastos incurridos y los activos se reconocen excluyendo el importe de cualquier impuesto relacionado con las ventas, como es el caso del impuesto al valor agregado y el impuesto a los ingresos brutos, o relacionado con los débitos y créditos bancarios, salvo:

• Cuando el impuesto incurrido en una venta, en una adquisición de activos o en una prestación de servicios no resulte recuperable de la autoridad fiscal, en cuyo caso ese impuesto se reconoce como parte del costo de adquisición del activo o como parte del gasto, según corresponda;

• Las cuentas por cobrar y por pagar comerciales, que ya están expresadas incluyendo el importe de impuesto al valor agregado.

Los cargos por el impuesto a los ingresos brutos se incluyen en la línea impuestos, tasas y contribuciones de los gastos de administración y comercialización del estado de resultados integrales consolidados. El cargo por el impuesto a los débitos y créditos bancarios se incluye en la línea de los gastos de administración y comercialización o en la línea de resultados financieros, netos del estado de resultados integrales consolidados dependiendo la naturaleza de la transacción que le dio origen.

El importe neto del impuesto relacionado con las ventas y con los débitos y créditos bancarios que se espera recuperar de, o que corresponda pagar a la autoridad fiscal se presenta como un activo no financiero o un pasivo no financiero, según corresponda.

2.3.7. Propiedades, planta y equipo

2.3.7.1. Actividades de generación y comercialización de energía eléctrica

Las propiedades, planta y equipo se valúan al costo de adquisición incluyendo todos los gastos directamente relacionados con la ubicación del activo y su puesta en condiciones de funcionamiento.

Para aquellos bienes cuya construcción requiere un período sustancial de tiempo para estar en condiciones de uso, se han activado los costos financieros correspondientes al financiamiento de terceros hasta que el bien se encuentre en condiciones de uso.

Los trabajos de reacondicionamiento mayores, que permiten recuperar la capacidad de servicio para lograr su uso continuo, son activados y se deprecian por el método de la línea recta hasta el próximo trabajo de reacondicionamiento mayor.

Las renovaciones, mejoras y refacciones que extienden la vida útil y/o incrementan la capacidad productiva de los bienes son activadas. A medida que las propiedades, planta y equipo son reemplazadas, sus costos relacionados y sus depreciaciones acumuladas son dados de baja.

Los gastos de reparaciones, conservación y mantenimiento de carácter ordinario se imputan en el estado de resultados integrales consolidado de cada ejercicio.

Las propiedades, plantas y equipos, neto del valor residual recuperable del mismo, se deprecia distribuyendo linealmente el costo de los diferentes elementos que lo componen entre los años de vida útil estimada de cada bien, según el siguiente detalle:

	Años de vida útil estimada
Edificios	50
Instalaciones de producción, maquinarias y equipos	15 - 25
Equipos de transporte	5
Mueblesyútilesyequipos informáticosyde comunicación	3

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Los valores residuales, las vidas útiles y los métodos y tasas de depreciación de los activos se revisan a cada fecha de cierre de ejercicio y se ajustan prospectivamente, de corresponder.

Un elemento de propiedades, planta y equipo se da de baja en el momento de la disposición o cuando no se espera que surjan beneficios económicos derivados del uso futuro del activo. Cualquier ganancia o pérdida que surja de la disposición o retiro de un elemento de propiedades, planta y equipo se determina como la diferencia entre el producto de la venta y el importe en libros del activo y se reconoce en resultados.

2.3.8. Deterioro del valor de propiedades, planta y equipo

A cada fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, el Grupo evalúa si existe algún indicio de que un componente individual o grupo de propiedades, planta y equipo pudiera estar deteriorado en su valor. Si existe tal indicio, y la prueba de deterioro del valor para un activo es entonces requerida, el Grupo estima el importe recuperable de ese activo. El importe recuperable de un activo es el mayor importe entre el valor razonable menos los costos de venta de ese activo y su valor en uso. Ese importe recuperable se determina para un activo individual, salvo que el activo individual no genere flujos de efectivo que sean sustancialmente independientes de los de otros activos o grupos de activos, en cuyo caso se toman los flujos de efectivo del grupo de activos que conforman la UGE a la cual pertenecen. A tal efecto, el Grupo definió cada planta de generación como una UGE independiente.

Cuando el importe en libros de un activo individual, o de una UGE excede su importe recuperable, el activo individual, o en su caso la UGE se considera deteriorado y su valor se reduce a su importe recuperable.

Al evaluar el valor en uso de un activo individual, o de una UGE, los flujos de efectivo estimados se descuentan a su valor presente mediante una tasa de descuento que refleja el costo medio ponderado del capital empleado correspondiente al Grupo.

Para la determinación del valor razonable menos los costos de venta se toman en cuenta transacciones recientes del mercado, si las hubiera. Si no pueden identificarse este tipo de transacciones, se utiliza un modelo de valoración que resulte apropiado. Estos cálculos se verifican, de existir, contra múltiplos de valorización, valores de cotización de activos similares en mercados activos y otros indicadores disponibles del valor razonable.

El Grupo basa su cálculo del deterioro del valor en presupuestos detallados y cálculos de proyecciones que se confeccionan por separado para cada una de las UGE del Grupo a las cuales se les asignan los activos individuales. Por lo general, los presupuestos detallados y cálculos de proyecciones cubren la vida útil de los bienes.

Las pérdidas por deterioro del valor correspondientes a las operaciones continuadas se reconocen en el estado de resultados integrales.

Asimismo, para los activos en los que se hubiera registrado una pérdida por deterioro de valor, a cada fecha de cierre del período o ejercicio sobre el que se informa, se efectúa una evaluación sobre si existe algún indicio de que las pérdidas por deterioro del valor reconocidas previamente ya no existen o hayan disminuido.

Si existiese tal indicio, el Grupo efectúa una estimación del importe recuperable del activo individual o de la UGE, según corresponda.

Una pérdida por deterioro del valor reconocida previamente solamente se revierte si hubo un cambio en los supuestos utilizados para determinar el importe recuperable del activo individual o de la UGE, desde la última vez en que se reconoció una pérdida por deterioro del valor de ese activo o UGE. La reversión se limita de manera tal que el importe en libros del activo o UGE no exceda su monto recuperable, ni exceda el importe en libros que se hubiera determinado, neto de la depreciación o amortización correspondiente, si no se hubiese reconocido una pérdida por deterioro del valor para ese activo o UGE en períodos anteriores. Tal reversión se reconoce en el estado de resultados integrales consolidados en la misma línea en la que se reconoció previamente el respectivo cargo por

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deterioro del valor, salvo que el activo se contabilice por su valor revaluado, en cuyo caso la reversión se trata de manera similar a un incremento de revaluación.

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019 el Grupo no registró ni reversó ningún cargo por deterioro.

2.3.9. Activos Intangibles

El Grupo reconoce los activos intangibles por su costo de adquisición, los cuales se amortizan de forma sistemática a lo largo de su vida útil. Al cierre del ejercicio dichos activos están valuados a su costo de adquisición menos su correspondiente amortización acumulada y, de corresponder, pérdidas por desvalorización.

Corresponde a proyectos eólicos adquiridos, los cuales comprenden los contratos de opción irrevocable de constitución de usufructo sobre terrenos donde están emplazados los proyectos, estudios de factibilidad previamente realizados (eléctricos, ambientales, etc.) y permisos, licencias y autorizaciones en trámite correspondientes a dichos parques eólicos.

2.3.10. Instrumentos financieros

Un instrumento financiero es cualquier contrato que dé lugar a un activo financiero en una entidad y a un pasivo financiero o a un instrumento de patrimonio en otra entidad.

2.3.10.1. Activos financieros

Clasificación

De acuerdo a lo establecido en la NIIF 9 “Instrumentos financieros”, el Grupo clasifica sus activos financieros en tres categorías:

 Activos financieros a costo amortizado

Los activos financieros se miden a costo amortizado solo si se cumplen las dos condiciones siguientes: (i) el objetivo del modelo de negocios del Grupo es mantener el activo para cobrar los flujos de efectivo contractuales; y (ii) los términos contractuales requieren pagos en fechas específicas sólo de capital e intereses.

Adicionalmente, y para los activos que cumplan con las condiciones arriba mencionadas, la NIIF 9 contempla la opción de designar, al momento del reconocimiento inicial, un activo como medido a su valor razonable si al hacerlo elimina o reduce significativamente una inconsistencia de valuación o reconocimiento que surgiría en caso de que la valuación de los activos o pasivos o el reconocimiento de las ganancias o pérdidas de los mismos se efectuase sobre bases diferentes. El Grupo no ha designado ningún activo financiero a valor razonable haciendo uso de esta opción.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los activos financieros a costo amortizado del Grupo comprenden ciertos elementos de efectivo y equivalentes de efectivo, créditos por ventas, otros créditos y otros activos financieros (cuenta de reserva en el exterior correspondientes a las sociedades Y-GEN e Y-GEN II en virtud del préstamo tomado con Citibank N.A., ver Nota 17).

 Activos financieros a valor razonable con cambios en otro resultado integral

Los activos financieros se miden a valor razonable con cambio en otro resultado integral si los activos financieros se mantienen en un modelo de negocio cuyo objetivo se logra obteniendo flujos de efectivo contractuales y vendiendo activos financieros.

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, no existen activos financieros a valor razonable con cambios en otro resultado integral.

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 Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados

Los activos financieros a valor razonable con cambio en resultados corresponden a una categoría residual que comprende los instrumentos financieros que no se mantienen bajo uno de los dos modelos de negocio indicados anteriormente, incluyendo aquellos mantenidos para negociar y aquellos designados a valor razonable en su reconocimiento inicial.

Al 31 de dicembre de 2020 y 2019, los activos financieros del Grupo a valor razonable con cambios en resultados comprenden fondos comunes de inversión contabilizados en el rubro “Efectivo y equivalentes de efectivo”.

Reconocimiento y medición

Las compras y ventas de activos financieros se reconocen en la fecha en la cual el Grupo se compromete a comprar o vender el activo.

Los activos financieros valuados a costo amortizado se reconocen inicialmente a su valor razonable más los costos de transacción. Estos activos devengan los intereses en base al método de la tasa de interés efectiva.

Los activos financieros valuados a valor razonable con cambios en resultados y en otro resultado integral se reconocen inicialmente a valor razonable y los costos de transacción se reconocen como gasto en el estado de resultados integrales. Posteriormente se valúan a valor razonable. Los cambios en los valores razonables y los resultados por ventas de activos financieros a valor razonable con cambios en resultados y con cambios en otro resultado integral se registran en Resultados financieros, netos y en otros resultados integrales, respectivamente, en el estado de resultados integrales consolidado.

En general, el Grupo utiliza el precio de la transacción para determinar el valor razonable de un instrumento financiero al momento del reconocimiento inicial. En el resto de los casos, el Grupo sólo registra una ganancia o pérdida al momento del reconocimiento inicial sólo si el valor razonable del instrumento es evidenciado con otras transacciones comparables y observables del mercado para el mismo instrumento o se basa en una técnica de valuación que incorpora solamente datos de mercado observables. Las ganancias o pérdidas no reconocidas en el reconocimiento inicial de un activo financiero se reconocen con posterioridad, sólo en la medida en que surjan de un cambio en los factores (incluyendo el tiempo) que los participantes de mercado considerarían al establecer el precio.

Los resultados de los instrumentos de deuda que se miden a costo amortizado y no son designados en una relación de cobertura, se reconocen en resultados cuando se dan de baja los activos financieros o se reconoce una desvalorización y durante el proceso de amortización utilizando el método de la tasa de interés efectiva. El Grupo reclasifica todas las inversiones en instrumentos de deuda únicamente cuando cambia el modelo de negocio utilizado para administrar dichos activos.

Baja de activos financieros

Un activo financiero (o, de corresponder, parte de un activo financiero o parte de un grupo de activos financieros similares) se da de baja, es decir, se elimina del estado de situación financiera cuando:

• Hayan expirado los derechos contractuales a recibir los flujos de efectivo generados por el activo;

• Se hayan transferido los derechos contractuales sobre los flujos de efectivo generados por el activo, o se haya asumido una obligación de pagar a un tercero la totalidad de esos flujos de efectivo sin una demora significativa, a través de un acuerdo de transferencia (pass-through arrangement), y (a) se hayan transferido sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del activo; o (b) no se hayan ni transferido ni retenido sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del activo, pero se haya transferido el control sobre el mismo.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Cuando se hayan transferido los derechos contractuales de recibir los flujos de efectivo generados por el activo, o se haya celebrado un acuerdo de transferencia, pero no se haya ni transferido ni retenido sustancialmente todos los riesgos y beneficios inherentes a la propiedad del activo, ni se haya transferido el control sobre el mismo, ese activo se continuará reconociendo en la medida de su involucramiento continuado sobre el mismo. En ese caso, el Grupo también reconocerá el pasivo relacionado. El activo transferido y el pasivo relacionado se medirán de manera que reflejen los derechos y obligaciones que el Grupo haya retenido.

Desvalorización de activos financieros

La NIIF 9 establece un modelo de “pérdida crediticia esperada” (“PCE”). Esto requiere que se aplique juicio considerable con respecto a cómo los cambios en los factores económicos afectan las PCE, lo que se determina sobre una base promedio ponderada. Las PCE resultan de la diferencia entre los flujos de fondos contractuales y los flujos a valor actual que el Grupo espera recibir.

El modelo de deterioro previsto por la NIIF 9 es aplicable a los activos financieros medidos al costo amortizado o al valor razonable con cambios en otro resultado integral, excepto por las inversiones en instrumentos de patrimonio, y a los activos de contratos reconocidos bajo NIIF 15.

Bajo la NIIF 9, las provisiones para pérdidas se miden usando una de las siguientes bases:

• PCE de 12 meses: Estas son pérdidas crediticias esperadas que resultan de posibles eventos de incumplimiento dentro de los 12 meses posteriores a la fecha de presentación y;

• PCE durante el tiempo de vida del activo: Estas son pérdidas crediticias esperadas que resultan de posibles eventos de incumplimiento durante la vida esperada de un instrumento financiero.

Dada la naturaleza de los clientes con que opera el Grupo, las condiciones fijadas regualatoriamente y en base a los criterios mencionados anteriormente, el Grupo no identificó pérdidas crediticias esperadas significativas durante el tiempo de vida del activo, más allá de las detalladas en la Nota 13.

Por su parte, en el caso de las colocaciones financieras y de acuerdo a las políticas de colocación vigentes, el Grupo monitorea la calificación crediticia y el riesgo de crédito que poseen estos instrumentos, en la medida que no se encuentren valuados a su valor razonable. En virtud del análisis efectuado, el Grupo no identificó que deba registrarse una desvalorización en este tipo de instrumentos.

2.3.10.2. Pasivos financieros - Reconocimiento inicial y medición posterior

 Pasivos financieros a costo amortizado

Los pasivos financieros a costo amortizado son reconocidos inicialmente a su valor razonable, neto de los costos de transacción incurridos. Con posterioridad al reconocimiento inicial los pasivos financieros son valorados a costo amortizado. Cualquier diferencia entre el importe recibido como financiación (neto de costos de transacción) y el valor de reembolso, es reconocida en resultados integrales a lo largo de la vida del instrumento financiero de deuda, utilizando el método de la tasa de interés efectiva.

Al cierre de los presentes estados financieros consolidados, los pasivos financieros a costo amortizado del Grupo comprenden Cuentas por pagar y Préstamos.

• Pasivos financieros a valor razonable con cambios en otro resultado integral

Los pasivos financieros se miden a valor razonable con cambio en otro resultado integral si los pasivos financieros se mantienen en un modelo de negocio cuyo objetivo se logra obteniendo flujos de efectivo contractuales y vendiendo activos financieros.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, los pasivos financieros a valor razonable con cambios en otro resultado integral comprenden instrumentos de cobertura de Y-GEN e Y-GEN II contabilizados en el rubro Otros pasivos financieros.

 Baja de pasivos financieros

Un pasivo financiero se da de baja cuando la obligación especificada en el correspondiente contrato se haya pagado o cancelado, o haya vencido.

Cuando un pasivo financiero existente es reemplazado por otro pasivo proveniente del mismo prestamista bajo condiciones sustancialmente diferentes, o si las condiciones de un pasivo existente se modifican de manera sustancial, tal permuta o modificación se trata como una baja del pasivo original y el reconocimiento de un nuevo pasivo, y la diferencia entre los importes en libros respectivos se reconoce como ingresos o costos financieros en el estado de resultados integrales consolidado, según corresponda.

2.3.10.3. Compensación de activos y pasivos financieros

Los activos financieros y los pasivos financieros se compensan de manera que se presenta el importe neto en el estado de situación financiera, solamente si existe un derecho actual legalmente exigible de compensar los importes reconocidos, y existe la intención de liquidarlos por el importe neto, o de realizar los activos y cancelar los pasivos en forma simultánea.

2.3.10.4. Activos financieros y pasivos financieros con partes relacionadas

Los créditos y deudas con partes relacionadas se reconocen inicialmente por su valor razonable más los costos de transacción directamente atribuibles. En la medida en que provengan de transacciones no celebradas como entre partes independientes, cualquier diferencia surgida al momento del reconocimiento inicial entre dicho valor razonable y la contraprestación entregada o recibida, se trata como una transacción de patrimonio (contribución de capital o distribución de dividendos, según sea positiva o negativa).

Con posterioridad al reconocimiento inicial, estos créditos y deudas se miden por su costo amortizado, utilizando el método de la tasa de interés efectiva. La amortización de la tasa de interés se reconoce en el estado de resultados como ingresos o costos financieros.

2.3.10.5. Instrumentos financieros derivados y contabilidad de coberturas

Reconocimiento inicial y medición posterior

Los instrumentos financieros derivados utilizados por el Grupo se reconocen inicialmente por sus valores razonables a la fecha en la que se celebra el contrato derivado, y posteriormente se miden nuevamente por su valor razonable. Los instrumentos financieros derivados se contabilizan como activos financieros cuando su valor razonable es positivo, y como pasivos financieros cuando su valor razonable es negativo.

El método para reconocer la pérdida o ganancia resultante del cambio en el valor razonable depende de si el derivado se ha designado como un instrumento de cobertura y, si es así, de la naturaleza de la partida que está cubriendo. La Sociedad puede designar determinados derivados como:

• coberturas del valor razonable;

• coberturas de flujo de caja;

El Grupo documenta al inicio de la transacción la relación existente entre los instrumentos de cobertura y las partidas cubiertas, así como sus objetivos para la gestión del riesgo y la estrategia para llevar a cabo diversas operaciones de cobertura. También documenta su evaluación, tanto al inicio como sobre una base continua, de si los derivados que se utilizan en las transacciones de cobertura son altamente efectivos para compensar los cambios en el valor razonable o en los flujos de efectivo de las partidas cubiertas.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Cobertura del Valor razonable

Los cambios en el valor razonable de derivados que se designan y califican como coberturas del valor razonable se registran en el estado de resultados integrales, junto con cualquier cambio en el valor razonable del activo o pasivo cubierto que sea atribuible al riesgo cubierto.

Cobertura de Flujos de efectivo

La parte efectiva de cambios en el valor razonable de los derivados que se designan y califican como coberturas de flujos de efectivo se reconocen en Otros Resultados Integrales. La pérdida o ganancia relativa a la parte no efectiva se reconoce inmediatamente en el estado de resultados integrales dentro de “Resultados financieros, netos”.

Los importes acumulados en Otros Resultados Integrales se llevan al estado de resultados integrales en los ejercicios en que la partida cubierta afecta al resultado integral. En el caso de las coberturas de tasas de interés, esto significa que los importes reconocidos en el patrimonio se reclasifican a resultados financieros netos, a medida que se devengan los intereses de las deudas asociadas.

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, el Grupo mantiene instrumentos derivados de cobertura con el fin de establecer una protección frente a la variación en las tasas de interés.

Los contratos de swap de tasa de interés se miden a su valor corriente al cierre de cada ejercicio y se exponen como activos o pasivos dependiendo de los derechos y obligaciones emergentes de los respectivos contratos. Los contratos de swap han sido calificados como de cobertura eficaz de riesgos de flujo de efectivo. Los cambios en la medición contable de los contratos de swap se reconocen en el patrimonio en la cuenta Otros Resultados Integrales. Estos cambios reconocidos en el patrimonio se reclasifican al resultado del ejercicio en que se van reconociendo en el estado de resultados integrales los intereses del préstamo con tasa variable objeto de la cobertura.

Si el instrumento de cobertura expira o se vende, se resuelve o se ejerce sin que exista un reemplazo o renovación sucesiva (como parte de la estrategia de cobertura), o si su designación como cobertura se revoca, o si la cobertura ya no cumple los requisitos para aplicar la contabilidad de coberturas, cualquier ganancia o pérdida acumulada reconocida previamente en el otro resultado integral permanece separada en el patrimonio hasta que tenga lugar la transacción esperada. Si la transacción futura no se espera que ocurra el importe incluido en la reserva de cobertura de flujo de efectivo debe ser inmediatamente reclasificado al resultado integral consolidado.

2.3.11. Efectivo y equivalente de efectivo

Se considera efectivo tanto a los fondos en caja como a los depósitos bancarios a la vista de libre disponibilidad. Se consideran colocaciones a corto plazo a las inversiones a corto plazo de gran liquidez y libre disponibilidad que, sin previo aviso ni costo relevante, pueden convertirse fácilmente en una cantidad determinada de efectivo conocida con alto grado de certeza al momento de la imposición, están sujetas a un riesgo poco significativo de cambios en su valor, con vencimientos hasta tres meses posteriores a la fecha de las respectivas imposiciones, y cuyo destino principal no es el de inversión o similar, sino el de cancelación de compromisos a corto plazo.

Para propósitos de presentación del estado de situación financiera y del estado de flujos de efectivo, el efectivo y las colocaciones a corto plazo incluyen el efectivo disponible, los depósitos a la vista en bancos y otras inversiones a corto plazo de alta liquidez con vencimientos originales a tres meses o menos.

El efectivo y equivalente de efectivo no incluye saldos por descubiertos bancarios.

2.3.12. Provisiones

Las provisiones se reconocen cuando el Grupo tiene una obligación presente (legal o implícita) como resultado de un suceso pasado, es probable que la entidad tenga que desprenderse de recursos que incorporan beneficios económicos para cancelar la obligación, y pueda hacerse una estimación fiable del importe de la misma. En los casos

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

en que el Grupo espera que la provisión se reembolse en todo o en parte, por ejemplo, en virtud de un contrato de seguros, el reembolso se reconoce como un activo separado únicamente en los casos en que tal reembolso sea virtualmente cierto. El gasto correspondiente a cualquier provisión se presenta en el estado de resultados integral en la línea que mejor refleja la naturaleza de la provisión, neto de todo reembolso relacionado, en la medida en que este último sea virtualmente cierto.

Si el efecto del valor temporal del dinero es significativo, las provisiones se descuentan utilizando una tasa actual de mercado antes de impuestos que refleje, cuando corresponda, los riesgos específicos del pasivo. Cuando se reconoce el descuento, el aumento de la provisión producto del paso del tiempo se reconoce como un costo financiero en el estado de resultados, en el rubro Resultados financieros, netos.

 Por juicios y reclamos

En el marco habitual de sus negocios, el Grupo está expuesto a reclamos de diversa índole (por ejemplo, de tipo comercial, laboral, impositivo, previsional, cambiario o aduanero) y a otras situaciones contingentes derivadas de cuestiones de interpretación de la legislación vigente, que podrían resultar en una pérdida y cuya materialización depende de que uno o más eventos ocurran o dejen de ocurrir. En la evaluación de estas situaciones, la Dirección se basa en su propio juicio y en el de sus asesores legales, tanto internos como externos, así como en la demás evidencia disponible a las fechas respectivas. Si en la evaluación de la contingencia existe la probabilidad de que se materialice una pérdida y el monto puede ser estimado de manera fiable, una provisión por juicios y reclamos es registrada a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa.

2.3.13. Pasivos contingentes

Un pasivo contingente es: (i) una obligación posible, surgida a raíz de sucesos pasados y cuya existencia ha de ser confirmada solo por la ocurrencia, o en su caso la no ocurrencia, de uno o más sucesos futuros inciertos que no están enteramente bajo el control del Grupo; o (ii) una obligación presente, surgida a raíz de sucesos pasados, que no se ha reconocido contablemente porque: (a) no es probable que para satisfacerla se vaya a requerir una salida de recursos que incorporen beneficios económicos; o (b) el importe de la obligación no pueda ser medido con la suficiente fiabilidad.

Un pasivo contingente no es reconocido en los estados financieros, sino que es informado en notas, excepto en el caso en que la posibilidad de una eventual salida de recursos para liquidarlo sea remota. Para cada tipo de pasivo contingente a las respectivas fechas de cierre de los ejercicios sobre los que se informa, el Grupo revela (i) una breve descripción de la naturaleza del mismo y, cuando fuese posible, (ii) una estimación de sus efectos financieros; (iii) una indicación de las incertidumbres relacionadas con el importe o el calendario de las salidas de recursos correspondientes; y (iv) la posibilidad de obtener eventuales reembolsos.

2.3.14. Activos contingentes

Un activo contingente es un activo de naturaleza posible, surgido a raíz de sucesos pasados, cuya existencia ha de ser confirmada solo por la ocurrencia, o en su caso por la no ocurrencia, de uno o más eventos inciertos en el futuro, que no están enteramente bajo el control del Grupo.

Un activo contingente no es reconocido en los estados financieros, sino que es informado en notas, pero sólo en el caso en que sea probable la entrada de beneficios económicos. Para cada tipo de activo contingente a las respectivas fechas de cierre de los ejercicios sobre los que se informa, el Grupo revela (i) una breve descripción de la naturaleza del mismo y, cuando fuese posible, (ii) una estimación de sus efectos financieros.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

2.3.15. Beneficios a los empleados

El Grupo registra los beneficios de corto plazo a los empleados, tales como sueldo, vacaciones, bonos y otros, sobre la base devengada y contempla aquellos beneficios emanados como obligación de los convenios colectivos de trabajo, los que se encuentran contabilizados dentro del rubro Remuneraciones y cargas sociales.

El Grupo asimismo cuenta con programas de bonificación por objetivos y evaluación del desempeño. Estos programas alcanzan a ciertos empleados del Grupo. Dichos programas se basan en el cumplimiento de objetivos corporativos, de unidad de negocio y en el desempeño individual. Se determinan a partir de la remuneración anual de cada empleado, del cálculo de ciertos indicadores relacionados con el cumplimiento de los mencionados objetivos y de la evaluación de desempeño, y se abonan en efectivo.

2.3.16. Inversión en negocios conjuntos

La inversión del Grupo en sus negocios conjuntos se contabiliza mediante el método de la participación. Una asociada es una entidad sobre la cual el Grupo posee influencia significativa o control conjunto. La influencia significativa se refiere al poder de intervenir en las decisiones de política financiera y de operación de la entidad receptora de la inversión, pero sin llegar a tener el control o el control conjunto de ésta.

Según el método de la participación, la inversión efectuada en las asociadas se registra inicialmente en el estado de situación financiera al costo, más (menos) los cambios en la participación del Grupo sobre los activos netos de las asociadas posteriores a la fecha de la adquisición. De existir, la plusvalía relacionada con las asociadas se incluye en el importe en libros de la inversión, y no se amortiza ni se somete individualmente a pruebas del deterioro del valor.

Si el costo de la inversión es inferior a la participación proporcional a la fecha de su adquisición sobre el valor razonable de los activos y pasivos de la asociada se reconoce una ganancia en el ejercicio en que se adquirió la inversión.

El estado de resultados integral refleja la participación sobre los resultados de las operaciones de las asociadas y negocios conjuntos ajustados sobre la base de los valores razonables estimados a la fecha de incorporación de la inversión. Si hubiera cambios reconocidos directamente en el patrimonio de las asociadas, el Grupo reconoce su participación sobre cualquiera de estos cambios y los presenta, según corresponda, en el estado de cambios en el patrimonio.

La participación sobre las ganancias de las asociadas y negocios conjuntos se presenta en una sola línea en el cuerpo principal del estado de resultados integrales. Esa participación incluye los resultados netos de impuestos de las asociadas y negocios conjuntos.

La información financiera de las asociadas y negocios conjuntos se prepara para el mismo ejercicio de información que del Grupo. De ser necesario, se realizan ajustes a los fines de alinear las políticas contables de las asociadas y negocios conjuntos con las del Grupo.

Una vez aplicado el método de la participación, el Grupo determina si es necesario reconocer pérdidas por deterioro del valor adicionales respecto de la inversión que el Grupo tiene en sus asociadas. A cada fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, el Grupo determina si existe evidencia objetiva de que el valor de la inversión en las asociadas se hubiera deteriorado. Si este fuera el caso, el Grupo calcula el importe del deterioro del valor como la diferencia entre el importe recuperable de la inversión en las asociadas y su importe en libros, y reconoce ese importe en la línea “Resultado por participación en asociadas” en el estado de resultados.

Ante la pérdida de la influencia significativa sobre una asociada y negocios conjuntos, el Grupo mide y reconoce cualquier inversión residual que conserve en ella por su valor razonable. Si éste fuera el caso, cualquier diferencia entre el importe en libros de la inversión en la asociada y el valor razonable de la inversión residual retenida, y los ingresos procedentes de su venta, se reconocen en los resultados integrales.

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La información sobre negocios conjuntos se incluye en la Nota 11.

2.3.17. Activos mantenidos para su disposición

El Grupo clasifica los activos no corrientes y los grupos de activos para su disposición como mantenidos para la venta o para su distribución a los propietarios, si su importe en libros se recuperará principalmente a través de una transacción de venta o distribución, en lugar de por su uso continuado. Tales activos se miden al menor de su importe en libros o su valor razonable menos los costos de venta o distribución. Los costos de venta o de distribución son los costos incrementales directamente atribuibles a la venta o la distribución, excluidos los costos financieros y el cargo por impuesto a las ganancias.

Los requisitos para la clasificación de estos activos como mantenidos para la venta se consideran cumplidos solamente cuando esa venta es altamente probable y el activo o el grupo de activos se encuentran disponibles, en sus condiciones actuales, para su venta inmediata. Las actividades requeridas para completar la venta deberían indicar que es improbable que puedan realizarse cambios significativos en esa venta o que éstas puedan cancelarse. La Dirección debe comprometerse a completar la venta y concretarlas dentro del año siguiente a la fecha de la clasificación.

Las propiedades, planta y equipo no se someten a depreciación ni amortización una vez que son clasificados como mantenidos para la venta.

Los activos y pasivos clasificados como mantenidos para la venta se presentan en una línea separada en el estado de situación financiera.

Cuando el Grupo está comprometido en un plan de venta que implique la pérdida de control de una subsidiaria, clasifica todos los activos y pasivos de esa subsidiaria como mantenidos para la venta, independientemente de que retenga después de la venta una participación no controladora en su anterior subsidiaria.

De acuerdo a los lineamientos de la NIIF 5, en los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2019, la Sociedad exponía en los rubros “Activos mantenidos para su disposición” y “Pasivos asociados a los activos mantenidos para su disposición” los activos y pasivos de su subsidiaria Luz del León S.A., respectivamente. Cabe destacar que a la fecha de cierre y de emisión de dichos estados financieros la Sociedad había evaluado, en base a la evidencia disponible, que el cumplimiento de las condiciones de las cláusulas precedentes del Acuerdo de Suscripción de Acciones era probable. Entre otras cuestiones tomadas en consideración para establecer dicha probabilidad la Sociedad había tomado en cuenta la obtención de financiamiento para el proyecto, según se describe en la Nota 17, y la voluntad de Equinor de extender sucesivamente los plazos de terminación de la transacción mientras se negociaba el cumplimiento de las condiciones precedentes. Sin embargo, vencidos los plazos de prórroga, como consecuencia de la cancelación de la financiación parcial del proyecto por parte de United States International Development Finance Corporation (en adelante “DFC”) y la recepción de la comunicación de terminación del Acuerdo de Suscripción de Acciones por parte de Equinor descripta en la Nota 4, hechos ocurridos durante el segundo trimestre del presente ejercicio, la Sociedad ha consolidado línea a línea los activos y pasivos de dicha subsidiaria a partir de los estados financieros intermedios al 30 de junio de 2020.

Las revelaciones adicionales se proporcionan en la Nota 4. Todas las demás notas a los estados financieros consolidados incluyen importes de operaciones continuadas, a menos que se indique lo contrario.

2.3.18. Arrendamientos

El modelo introducido por la NIIF 16 se basa en la definición de arrendamiento, la cual se relaciona principalmente con el concepto de control. La NIIF 16 distingue entre contratos de arrendamiento y contratos de servicios sobre la base de si un activo identificado se encuentra bajo el control del cliente, el cual existe en tanto el cliente tenga el

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derecho a: i) obtener sustancialmente todos los beneficios económicos del uso del activo; y ii) a dirigir el uso del mismo.

El Grupo como arrendatario:

Una vez identificado el arrendamiento, el Grupo reconoce las siguientes partidas:

• Activos por derecho de uso, cuyo costo incluye:

• a. el importe de la medición inicial del pasivo por arrendamiento;

• b. cualquier pago por arrendamiento abonado al arrendador con anterioridad a la fecha de comienzo o en la misma fecha, una vez descontado cualquier incentivo recibido por el arrendamiento;

• c. los costos directos iniciales incurridos por el arrendatario; y

• d. una estimación de los costos a incurrir al desmantelar y eliminar el activo subyacente, restaurar el lugar en el que se localiza o restaurar el activo subyacente a la condición requerida por los términos y condiciones del arrendamiento, a menos que se incurra en esos costos al producir los inventarios. El Grupo puede incurrir en obligaciones a consecuencia de esos costos ya sea en la fecha de comienzo o como una consecuencia de haber usado el activo subyacente durante un período determinado.

Posteriormente, la valoración del derecho de uso de los activos se hace siguiendo el modelo del costo de la NIC 16 “Propiedades, planta y equipo” (reconociendo por tanto la depreciación y el deterioro en la cuenta de pérdidas y ganancias). La depreciación se calcula siguiendo el método de la línea recta en función del plazo de arrendamiento de cada contrato, salvo que la vida útil de dicho activo subyacente sea ínfima.

Los contratos de arrendamiento en los que el Grupo es arrendatario corresponden principalmente al alquiler de:

• Contratos de usufructo sobre los terrenos en los cuales está construyendo sus parques eólicos.

Estos contratos tienen una duración promedio de 17 años con opción a renovarse por 20 años adicionales y no poseen cuotas contingentes.

• Contratos de alquiler de sus oficinas administrativas

Los contratos mencionados establecen pagos mensuales y tiene una duración de tres años.

• Contratos de alquiler de equipos motogeneradores

Estos contratos tienen una duración de 5 años con una opción de compra al final del plazo. No poseen cuotas contingentes.

• Honorarios de arrendamiento anual de contratos de operación y mantenimiento

Estos contratos tienen una duración de 15 años y establecen pagos anuales.

• Pasivos por arrendamiento, medido como la sumatoria de los pagos futuros por arrendamiento, descontados utilizando la tasa incremental por préstamos del arrendatario dada la complejidad de determinar la tasa de interés implícita en el arrendamiento. El Grupo aplicó a los pasivos por arrendamiento reconocidos en el estado de situación financiera la tasa incremental por préstamos del arrendatario de la fecha de aplicación inicial.

Los pasivos por arrendamiento incluyen:

• a. pagos fijos (incluyendo los pagos en esencia fijos), menos cualquier incentivo de arrendamiento por cobrar;

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• b. pagos variables, que dependen de un índice o una tasa, inicialmente medidos usando el índice o tasa en la fecha de comienzo del contrato;

• c. importes que el Grupo espera pagar como garantías de valor residual;

• d. el precio de ejercicio de una opción de compra si el Grupo está razonablemente seguro de ejercer esa opción; y

• e. pagos de penalizaciones por terminar el arrendamiento, si el período del arrendamiento refleja que el Grupo ejercerá una opción de terminarlo (es decir, porque existe una certeza razonable al respecto).

Posteriormente, el Grupo incrementa el pasivo por el arrendamiento para reflejar el interés devengado (y reconocido en el estado de resultados integrales), deduce las cuotas que se van pagando del pasivo y recalcula de nuevo el valor contable para reflejar cualquier revisión, modificación del arrendamiento o revisión de las denominadas cuotas “en sustancia” fijas, aplicando una tasa de descuento revisada en caso de corresponder.

El Grupo revisa el pasivo por arrendamiento en los siguientes casos:

• a. cuando se produzca un cambio en el importe esperado a pagar en virtud de una garantía de valor residual;

• b. cuando se produzca un cambio en las futuras cuotas de arrendamiento para reflejar la variación de un índice o en un tipo de interés utilizado para determinar dichas cuotas (incluida, por ejemplo, una revisión del alquiler de mercado);

• c. cuando se produzca un cambio en la duración del arrendamiento como resultado de una modificación en el período no cancelable del mismo (por ejemplo, si el arrendatario no ejerce una opción previamente incluida en la determinación del período de arrendamiento); o

• d. cuando se produzca un cambio en la evaluación de la opción de compra del activo subyacente.

El Grupo reconoció activos por derecho de uso y pasivos por arrendamientos de 206.006 el 1° de enero de 2019 en el estado de situación financiera, medidos al valor presente de los pagos futuros. Asimismo, reclasificó 282.278 desde el rubro propiedades, planta y equipo a activos por derecho de uso, y reclasificó 210.166 desde el rubro préstamos al rubro pasivos por arrendamiento.

La aplicación de la presente norma no tuvo efecto sobre los resultados acumulados dado que el Grupo aplicó el modelo simplificado sin reexpresión de las cifras comparativas, reconociendo un activo por derecho de uso equivalente al pasivo por arrendamiento en la fecha inicial de transición (1° de enero de 2019). No se detectaron ajustes a realizar por deterioro proveniente de provisiones de contratos onerosos relacionados a estos activos por derecho de uso.

Para los arrendamientos que califiquen como de corto plazo, y arrendamientos con activos subyacentes de bajo valor, el Grupo continúa reconociéndolos como gasto del período linealmente durante la duración del arrendamiento, salvo que otra base sistemática sea más representativa, de acuerdo con la opción indicada por la norma. El Grupo no identificó arrendamientos de bajo valor distintos a aquellos cuyo activo subyacente responde a impresoras, equipos celulares, computadoras, fotocopiadoras, entre ellos, no siendo significativos.

El Grupo aplicó la solución práctica de la norma por la cual aquellos arrendamientos cuyo plazo finalizará dentro de los 12 meses desde la fecha de aplicación inicial, independientemente de la fecha original, y cumpliendo las condiciones para ser clasificados como de corto plazo, sigan el tratamiento descripto en el párrafo anterior.

El Grupo como arrendador:

El Grupo no posee activos arrendados a terceros significativos.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

2.3.19. Patrimonio

Las partidas de patrimonio han sido valuadas de acuerdo a las normas contables vigentes a la fecha de transición. La registración de movimientos del mencionado rubro se realizó de acuerdo a decisiones asamblearias, normas legales o reglamentarias.

Capital social

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

Prima de emisión

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

Otras contribuciones de accionistas

Incluye los efectos de las transacciones efectuadas entre entidades del Grupo económico.

Reserva legal

De acuerdo con las disposiciones de la LGS, la Sociedad debe efectuar una reserva legal no inferior al 5% del resultado positivo surgido de la sumatoria algebraica del resultado del ejercicio, los ajustes de ejercicios anteriores, las transferencias de otros resultados integrales a resultados acumulados y las pérdidas acumuladas de ejercicios anteriores, hasta alcanzar el 20% de la suma de Capital social.

Reserva para futuras inversiones

Corresponde a la asignación hecha por la Asamblea de Accionistas de la Sociedad, por la cual se destina un monto específico para constituir una reserva para futuras inversiones.

Reserva especial RG N° 609

Corresponde a la Reserva especial originada por la Resolución General 609/12 de la CNV (“Reserva especial RG Nº 609”), la cual contiene la diferencia positiva resultante entre el saldo inicial de los resultados no asignados expuesto en los estados financieros del primer cierre de ejercicio de aplicación de las NIIF y el saldo final de los resultados no asignados al cierre del último ejercicio bajo las normas contables anteriores. La Reserva especial RG Nº 609 no podrá desafectarse para efectuar distribuciones en efectivo o en especie y sólo podrá ser desafectada para su capitalización o para absorber eventuales saldos negativos de Resultados acumulados.

Otros resultados integrales

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

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

La evolución del rubro se detalla a continuación:

Otros resultados integrales	Otros resultados integrales	Otros resultados integrales	Otros resultados integrales
Diferencias de conversión	Posición monetaria	Cambios en el valor	Total
		razonable de
	neta de los negocios	instrumentos
	conjuntos	derivados
Saldos al 31 de diciembre de 2018 11.712.851 - 26.391 11.739.242 Diferencias de conversión 15.869.480 - - 15.869.480 Resultados de instrumentos de cobertura - - (70.791) (70.791) Menos: reclasificaciones ganancias por valuación instrumentos de cobertura con cargo a resultados del ejercicio - - (31.042) (31.042) Impuesto a las ganancias relacionado a componentes de otros resultados integrales del ejercicio - - 23.261 23.261
Movimiento del ejercicio 15.869.480 - (78.572) 15.790.908
Saldos al 31 de diciembre de 2019 27.582.331 - (52.181) 27.530.150
Diferencias de conversión 18.013.509 - - 18.013.509 Resultados por posición monetaria neta de los negocios conjuntos - 1.365.095 - 1.365.095 Resultados de instrumentos de cobertura - - (6.921) (6.921) Menos: reclasificaciones ganancias por valuación instrumentos de cobertura con cargo a resultados del ejercicio - - (42.168) (42.168) Impuesto a las ganancias relacionado a componentes de otros resultados integrales del ejercicio - - 15.880 15.880
Movimiento del ejercicio 18.013.509 1.365.095 (33.209) 19.345.395
Saldos al 31 de diciembre de 2020 45.595.840 1.365.095 (85.390) 46.875.545

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

Resultados acumulados

Comprende a las ganancias o pérdidas acumuladas sin asignación específica, que siendo positivas pueden ser distribuibles mediante decisión de la Asamblea de Accionistas, en tanto no estén sujetas a restricciones legales.

Asimismo, comprende el resultado de ejercicios anteriores que no fueron distribuidos, los importes transferidos de otros resultados integrales y los ajustes de ejercicios anteriores por aplicación de las políticas contables.

2.3.20. Información sobre segmentos de operación

Para propósitos de gestión, el Grupo está organizado en un único segmento de negocios para llevar a cabo su actividad principal de generación de energía eléctrica y su comercialización. El Grupo presenta en sus resultados operativos del estado de resultados integral únicamente la información sobre dicha actividad.

2.4. Juicios, estimaciones y supuestos contables significativos

La preparación de los estados financieros consolidados del Grupo requiere que la Dirección deba realizar juicios, estimaciones y supuestos contables significativos que afectan los importes de ingresos, gastos, activos y pasivos registrados y la determinación y revelación de activos y pasivos contingentes al cierre del ejercicio sobre el que se informa. En este sentido, las incertidumbres asociadas con los supuestos y estimaciones adoptadas podrían dar lugar

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

en el futuro a resultados finales que podrían diferir de dichas estimaciones y requerir de ajustes significativos a los saldos registrados de los activos o pasivos afectados.

Los supuestos clave relacionados con el futuro y otras fuentes clave de estimaciones de incertidumbres a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa, que tienen un alto riesgo de ocasionar ajustes significativos sobre los importes en libros de los activos y los pasivos durante el próximo ejercicio, se describen en la presente nota. El Grupo ha basado sus supuestos contables y estimaciones significativas considerando los parámetros disponibles al momento de la preparación de los estados financieros consolidados. Sin embargo, las circunstancias y los supuestos actuales sobre los acontecimientos futuros podrían variar debido a cambios en el mercado o a circunstancias que surjan más allá del control del Grupo. Esos cambios se reflejan en los supuestos en el momento en que ellos ocurren.

Las áreas y rubros contables que requieren una mayor cantidad de juicios y estimaciones en la preparación de los presentes estados financieros consolidados son:

- Recuperabilidad de propiedades, planta y equipo:

A cada fecha de cierre del período o ejercicio sobre el que se informa, el Grupo evalúa si existe algún indicio de que las propiedades, planta y equipo pudieran estar deteriorados en su valor. El deterioro existe cuando el valor de libros de los activos o UGEs exceden su valor recuperable, que es el mayor entre su valor razonable menos los costos de venta de ese activo y su valor de uso. El valor de uso se calcula mediante la estimación de los flujos de efectivo futuros descontados a su valor presente mediante una tasa de descuento que refleja las evaluaciones corrientes del mercado sobre el valor temporal del dinero. Los cálculos de proyecciones cubren un período coincidente con la vida útil de propiedades, planta y equipo. El valor recuperable es sensible a la tasa de descuento utilizada, así como a los ingresos de flujos estimados.

- Determinación del cargo por impuesto a las ganancias y de impuestos diferidos

La valuación del gasto en concepto de impuesto a las ganancias depende de varios factores, incluyendo interpretaciones vinculadas a tratamientos impositivos correspondientes a transacciones y/o hechos los cuales no son previstos de forma expresa por la ley impositiva vigente, como así también estimaciones en la oportunidad y la realización de los impuestos diferidos. Adicionalmente, los cobros y pagos realmente efectuados por impuestos pueden diferir de estas estimaciones a futuro, todo ello como resultado, entre otros, de cambios en las normas impositivas y/o sus interpretaciones, así como de transacciones futuras imprevistas que impacten los balances impositivos del Grupo.

- Moneda funcional

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

2.5. NIIF emitidas aún no vigentes

2.5.1 Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 31 de diciembre de 2020 y no han sido adoptadas anticipadamente por la Sociedad

A continuación, se enumeran las normas e interpretaciones nuevas y/o modificadas emitidas por el IASB y aprobadas por la FACPCE pero que no se encuentran en vigencia a la fecha de emisión de los presentes estados financieros de la Sociedad. En este sentido, solamente se indican las normas e interpretaciones nuevas y/o modificadas que la Sociedad razonablemente prevé que resultarán aplicables en el futuro. En general, la Sociedad tiene la intención de adoptar estas normas, según corresponda, cuando entren en vigencia.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

 Enmiendas a la NIC 1 para aclarar la clasificación de pasivos

Las enmiendas en la clasificación de pasivos como corrientes o no corrientes (enmiendas a la NIC 1) afectan solo la presentación de pasivos en el estado de situación financiera, no el monto o el momento del reconocimiento de cualquier activo, ingreso o gasto, ni la información que las entidades revelan sobre esos conceptos. Las modificaciones:

• aclaran que la clasificación de los pasivos como corrientes o no corrientes debe basarse en los derechos existentes al final del período sobre el que se informa y alinear la redacción en todos los párrafos afectados para referirse al "derecho" a diferir la liquidación en al menos doce meses y hacer explícito que solo los derechos vigentes "al final del período de informe" deberían afectar la clasificación de un pasivo;

• aclaran que la clasificación no se ve afectada por las expectativas sobre si una entidad ejercerá su derecho a diferir la liquidación de un pasivo; y

• dejan claro que la liquidación se refiere a la transferencia a la contraparte de efectivo, instrumentos de patrimonio u otros activos o servicios.

Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales de presentación de informes que comiencen a partir del 1° de enero de 2023 y se aplicarán de forma retroactiva. Se permite su aplicación anticipada.

El Directorio de la Sociedad anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en los estados financieros de la Sociedad.

 Concesiones de alquiler relacionadas con COVID-19 (Enmienda a la NIIF 16)

El IASB publicó el 28 de mayo de 2020 una enmienda que proporciona a los arrendatarios una exención de evaluar si el diferimiento o alivio de los montos a pagar por un alquiler relacionados con COVID-19 es una modificación del arrendamiento. Esta enmienda es efectiva para los períodos anuales que comiencen a partir del 1° de junio de 2020. Se permite su aplicación anticipada.

El Directorio de la Sociedad anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en los estados financieros de la Sociedad.

 Enmiendas de alcance limitado a las IFRS

El IASB emitió el 14 de mayo de 2020 un conjunto de enmiendas de alcance limitado a las IFRS. Las enmiendas individuales son:

Enmienda a la NIIF 3:

• Se actualizó la NIIF 3 para que se refiera al Marco Conceptual 2018 en lugar del Marco de 1989.

• Se agregó a la NIIF 3 un requisito que, para transacciones y otros eventos dentro del alcance de la NIC 37 o la CINIIF 21, una adquirente aplica la NIC 37 o la CINIIF 21 (en lugar del marco conceptual) para identificar los pasivos que ha asumido en una combinación de negocios.

• Se agregó a la NIIF 3 una declaración explícita que un adquiriente no reconoce activos contingentes adquiridos en una combinación de negocios.

Enmiendas a la NIC 16:

Se prohíbe deducir del costo de un elemento de propiedad, planta y equipo, el importe neto de la venta de artículos producidos durante el proceso de instalación y puesta en marcha del activo para que pueda ser capaz de operar de la forma prevista por la gerencia. La entidad reconocerá los ingresos de la venta de dichos artículos y el costo de producir los mismos en resultados.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Enmiendas a la NIC 37:

Especifican que el "costo de cumplir" un contrato comprende los "costos que se relacionan directamente con el contrato". Los costos que se relacionan directamente a un contrato pueden ser costos incrementales de cumplir ese contrato o una asignación de otros costos que se relacionan directamente con el cumplimiento de los contratos.

El paquete de mejoras anuales a las normas NIIF 2018–2020 incluye las siguientes enmiendas menores:

• Subsidiaria como adoptante por primera vez (modificación de la NIIF 1).

• Tasas en la prueba de "10 por ciento" para la baja en cuentas de pasivos financieros (modificación de la NIIF 9).

• Incentivos de arrendamiento (enmienda al ejemplo ilustrativo 13 de la NIIF 16).

• Efectos fiscales en las mediciones del valor razonable (modificación de la NIC 41).

Todas las enmiendas son efectivas para períodos anuales que comienzan en o después de enero de 2022, excepto la modificación de la NIIF 16 para la cual no hay fecha efectiva.

El Directorio de la Sociedad anticipa que la aplicación de las modificaciones mencionadas no tendrá un impacto significativo en los estados financieros de la Sociedad.

No hay otras interpretaciones de las NIIF o CINIIF que aún no hayan entrado en vigencia y de las cuales se espera que tengan un efecto material en los estados financieros de la Sociedad.

2.5.2 Adopción de nuevas normas e interpretaciones efectivas a partir del 1° de enero de 2020

El Grupo ha adoptado todas las normas e interpretaciones nuevas y revisadas, emitidas por el IASB, que son relevantes para sus operaciones y de aplicación efectiva obligatoria al 31 de diciembre de 2020. Las normas e interpretaciones nuevas y revisadas que han entrado en vigencia durante el presente ejercicio se describen a continuación:

Modificaciones a la NIC 1 “Presentación de estados financieros” y NIC 8 “Políticas contables, cambios en las estimaciones contables y errores” – Definición de material

En octubre de 2018, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1° de enero de 2020, permitiendo su aplicación anticipada.

Las modificaciones emitidas a las definiciones de “material” o “con importancia relativa”, persiguen el objetivo de unificar la definición de dichos conceptos, a las definiciones del Marco Conceptual también modificado en 2018.

La aplicación de estas modificaciones no ha tenido efectos sobre los estados financieros de la Sociedad.

Modificaciones a las Referencias al Marco Conceptual para la Información Financiera

En marzo de 2018, el IASB emitió el Marco Conceptual revisado que resulta aplicable para períodos anuales que comiencen a partir del 1° de enero de 2020. Este proceso de revisión no implicó un cambio sustancial al conjunto de definiciones, conceptos y lineamientos utilizados como base para la preparación de la información financiera, por lo que no ha tenido efectos sobre los estados financieros de la Sociedad.

Reforma de las tasas de interés de referencia (Modificaciones de las NIIF 9, NIC 39 y NIIF 7)

En septiembre de 2019, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1° de enero de 2020, permitiendo su aplicación anticipada.

Las enmiendas en la Reforma de las Tasas de Interés de Referencia (enmiendas a las NIIF 9, NIC 39 y NIIF 7) aclaran que las entidades seguirán aplicando ciertos requisitos contables de cobertura suponiendo que la tasa de interés de

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referencia en la que se basan los flujos de efectivo cubiertos y los flujos de efectivo del instrumento de cobertura no se modificará como resultado de dicha reforma.

Asimismo, en los contratos de préstamos firmados durante el ejercicio 2020, en los casos que fuera aplicable, la Sociedad ha incorporado cláusulas para calcular tasas alternativas a la LIBOR en caso que esta no esté disponible.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Gerencia del Grupo no cuenta con elementos para analizar el impacto de las modificaciones mencionadas

3. ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES

La demanda de energía eléctrica fluctúa según la estación del año, pudiendo verse afectada significativa y adversamente por factores climáticos. En verano (de diciembre a marzo), la demanda de energía eléctrica puede incrementar sustancialmente debido al uso de equipos de aire acondicionado. En invierno (de junio a agosto), la demanda de energía eléctrica puede fluctuar, en razón de las necesidades de iluminación y calefacción. Por consiguiente, los cambios estacionales pueden afectar el resultado de las operaciones y la situación financiera del Grupo.

4. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 no se han realizado adquisiciones y disposiciones significativas.

Con fecha 5 de agosto de 2019 la Sociedad celebró con Luz del León S.A. (“Luz del León”), Y-Luz Inversora S.A.U. y Wind Power A.S., una subsidiaria de Equinor A.S.A., una sociedad constituida en el Reino de Noruega (“Equinor”), un acuerdo para la suscripción de acciones en Luz del León, una sociedad 100% controlada por el Grupo (el “Acuerdo de Suscripción de Acciones”). Luz del León es titular del proyecto Parque Eólico Cañadón León por aproximadamente 122 MW localizado en la Provincia de Santa Cruz (el “Proyecto”). El Proyecto se encuentra actualmente en construcción y la totalidad de la capacidad instalada y energía de dicho Proyecto ha sido vendida a CAMMESA bajo el Programa Renovar 2 y a YPF S.A. bajo un contrato privado de abastecimiento de energía por los próximos 20 y 15 años respectivamente, a ser contados desde la fecha de habilitación comercial.

El Acuerdo de Suscripción de Acciones establecía que, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes, Equinor suscribiría acciones en Luz del León a fin de obtener una participación accionaria del 50% de su capital social, aportando a tal efecto US$ 30 millones, US$ 20 millones en concepto de capital y US$ 10 millones adicionales en concepto de prima. Las partes habían establecido originalmente como fecha límite para la suscripción de acciones el 31 de diciembre de 2019, pero ese plazo fue prorrogado sucesivamente hasta el 30 de abril de 2020.

Conforme a los acuerdos celebrados por las partes era necesario una comunicación escrita de cualquiera de las partes para dar por terminada esta transacción.

Con fecha 28 de mayo de 2020, Equinor comunicó a la Sociedad su intención de ejercer este derecho de terminación por lo que la finalización del acuerdo ha quedado perfeccionada.

De acuerdo a los lineamientos de la NIIF 5, en los estados financieros consolidados anuales al 31 de diciembre de 2019, la Sociedad exponía en el rubro “Activos mantenidos para su disposición” y “Pasivos asociados a activos mantenidos para su disposición” los activos y pasivos de su subsidiaria Luz del León S.A., respectivamente. Cabe destacar que a la fecha de cierre y de emisión de dichos estados financieros la Sociedad había evaluado, en base a la evidencia disponible, que el cumplimiento de las condiciones de las cláusulas precedentes del Acuerdo de

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Suscripción de Acciones era probable. Entre otras cuestiones tomadas en consideración para establecer dicha probabilidad la Sociedad había tomado en considerado la obtención de financiamiento para el proyecto, según se describe en los párrafos siguientes, y la voluntad de Equinor de extender sucesivamente los plazos de terminación de la transacción mientras se negociaba el cumplimiento de las cláusulas precedentes.

Sin embargo, como consecuencia de la cancelación parcial de la financiación del proyecto por parte de United States International Development Finance Corporation (en adelante “DFC”) y la recepción de la mencionada comunicación de terminación del acuerdo por parte de Equinor, hechos ocurridos durante el segundo trimestre de 2020, la Sociedad ha consolidado línea alínea los activos y pasivos de dicha subsidiaria en los presentes estados financieros consolidados anuales al 31 de diciembre de 2020.

Con fecha 14 de enero de 2020, Luz del León S.A., celebró con United States International Development Finance Corporation (en adelante “DFC”) y BNP Paribas Fortis SA/NV (en adelante “BNP Paribas”) un contrato de financiamiento para el Proyecto por hasta US$ 150 millones. Bajo este contrato DFC desembolsaría, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, US$ 50 millones y BNP Paribas, también sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, hasta US$ 100 millones dentro de la modalidad de “Project Finance”. Durante el mes de abril de 2020, DFC comunicó a la Sociedad que no haría el desembolso establecido en el acuerdo firmado en enero de 2020. El primer desembolso de BNP Paribas por aproximadamente US$ 80,5 millones fue acreditado durante el mes de febrero de 2020. El tramo correspondiente a BNP Paribas contará con garantía de la agencia de crédito de exportaciones Alemana Euler Hermes Aktiengesellschaft.

El préstamo devenga una tasa de interés fija del 3,31% con vencimiento el 15 de septiembre de 2034. El capital se amortiza semestralmente comenzando el 15 de marzo de 2021. Los fondos de dicho préstamo serán usados para financiar el proyecto del parque eólico Cañadón León.

El acuerdo de préstamo tiene durante toda su vigencia cláusulas de compromisos financieros (covenants) que incluyen ratios de cobertura de intereses y ratio de apalancamiento.

Las principales clases de activos y pasivos incluidas en los activos y pasivos no corrientes mantenidos para su disposición al 31 de diciembre de 2019 se detallan a continuación:

Activos mantenidos para su disposición
Propiedades, planta y equipo	6.142.610
Activos por impuesto diferido, netos	23.088
Otros créditos	1.353.651
Efectivo y equivalentes de efectivo	21.194
Total	7.540.543

Pasivos asociados a los activos mantenidos para su disposición
Préstamos	5.608.620
Cargas fiscales	519
Cuentas por pagar	900.669
Subtotal	6.509.808
Eliminaciones	(5.667.617)
Total	842.191

5. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Las actividades del Grupo están expuestas a diversos riesgos financieros: riesgos de mercado (incluyendo riesgo de tipo de cambio, riesgo de tasa de interés y riesgo de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. El Grupo dispone de una organización y de sistemas que le permiten identificar, medir y adoptar las medidas necesarias con el objetivo de minimizar los riesgos a los que está expuesta.

5.1. Riesgo de mercado

El riesgo de mercado al cual el Grupo se encuentra expuesto consiste en la posibilidad de que la valuación de los activos o pasivos financieros como así también ciertos flujos de fondos esperados podrían verse negativamente afectados ante cambios en las tasas de interés, en los tipos de cambio o en otras variables de precios.

A continuación se expone una descripción de los riesgos mencionados como así también un detalle de la magnitud a la cual el Grupo se encuentra expuesto, y un análisis de sensibilidad a posibles cambios en cada una de las variables de mercado relevantes.

Riesgo de tipo de cambio

El valor de aquellos activos y pasivos financieros denominados en una moneda distinta a la moneda funcional de la Sociedad, está sujeto a variaciones que se derivan de la fluctuación de los tipos de cambio. Dado que la moneda funcional del Grupo es el dólar estadounidense, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso argentino (la moneda de curso legal en la Argentina). La Sociedad no utiliza instrumentos financieros derivados a modo de cobertura contra las fluctuaciones en el tipo de cambio.

Los saldos al cierre del ejercicio de los activos y pasivos financieros denominados en pesos argentinos al 31 de diciembre de 2020, son los siguientes:

	31	de diciembre de
		2020
Activos		15.328.655
Pasivos		(11.881.016)
Exposición cambiaria neta		3.447.639

Sensibilidad al tipo de cambio

El siguiente cuadro muestra la sensibilidad del resultado antes de impuestos al 31 de diciembre de 2020 ante una devaluación del peso argentino con respecto a su moneda funcional, considerando que todas las otras variables permanecerán constantes (debido a los cambios en el valor razonable de los activos y pasivos monetarios).

Devaluación / Apreciación	Efecto sobre el resultado antes de impuestos
del peso	(Pérdida)/ Ganancia)
+ 10%	344.764
- 10%	(344.764)

Riesgo de tasa de interés

El Grupo se encuentra expuesto a riesgos asociados con las fluctuaciones de las tasas de interés por los préstamos e inversiones. Las variaciones en las tasas de interés pueden afectar al ingreso o gasto por intereses de los activos y pasivos financieros referenciados a una tasa de interés variable. Asimismo, pueden modificar el valor razonable de activos y pasivos financieros que devengan una tasa de interés fija.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

A continuación se detallan los pasivos financieros que devengan interés al 31 de diciembre de 2020, según el tipo de tasa aplicable:

	Pasivo financiero(1)
Tasa de interés fija	69.411.773
Tasa de interés variable	19.032.935
Total(2)	88.444.708

(1) Incluye exclusivamente préstamos financieros. No incluye los pasivos de naturaleza comercial los cuales mayoritariamente no devengan interés.

(2) Corresponde al capital de los préstamos, sin considerar los intereses.

Los préstamos financieros a tasa fija y variable representan un 81% y 19%, respectivamente, del total de préstamos al 31 de diciembre de 2020 e incluyen préstamos financieros con entidades locales e internacionales, y obligaciones negociables emitidas en el mercaldo local y en el mercado internacional. La porción de deuda a tasa de interés variable está sujeta principalmente a las oscilaciones de la tasa LIBOR.

En cuanto a los activos financieros, además de los créditos de naturaleza comercial los cuales poseen una baja exposición al riesgo de tasa de interés, se incluye principalmente depósitos a la vista, depósitos a plazo fijo y cuotas parte de fondos comunes de inversión del tipo “money market” o renta fija de corto plazo.

La estrategia del Grupo para cubrir el riesgo de tasas de interés se basa en la colocación de fondos a tasa variable, que compensen parcialmente los préstamos financieros a tasa variable, así como la utilización de instrumentos de cobertura de los flujos de fondos de efectivo.

En junio de 2017 Y-GEN e Y-GEN II constituyeron un contrato de cobertura de tasa de interés con Citibank N.A., London Branch (el “Citi”) por el término de 5 años, sobre una nocional inicial decreciente de aproximadamente US$ 156 millones (ver Nota 17). La cobertura de la tasa implica que por dichos préstamos se pagarán montos fijos de interés con una tasa fijada en 1,947% por aproximadamente el 65% del préstamo.

En el cuadro a continuación se detalla la estimación del impacto en el resultado antes de impuestos ante una variación en las tasas de interés variable en más o menos 100 puntos básicos.

	Incremento (+) / disminución (-) en la tasa de interés (puntos básicos) Ganancia (Pérdida) por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
Efecto en resultado antes de impuestos +100 (130.423)
	-100 130.423

Riesgo de precio

El Grupo no se encuentra expuesto a variaciones en los precios en relación con los PPAs firmados, los cuales representan el 67% del total de ingresos del Grupo, dado que las mismas están denominadas en precios fijos en dólares estadounidenses por períodos entre 5 y 15 años de duración que proporcionan estabilidad en los flujos operativos. Las ventas bajo Resolución SEE N° 31/2020, por el ejercico finalizado el 31 de diciembre de 2020 representaron el 31% de los ingresos (Ver Nota 30.1).

5.2. Riesgo de liquidez

El riesgo de liquidez se encuentra asociado a la incapacidad de disponer de los fondos necesarios para hacer frente a las obligaciones tanto en el corto plazo como así también en el mediano y largo plazo.

Tal como se menciona en apartados precedentes, la Sociedad pretende que el perfil de vencimientos de su deuda financiera se adecúe a su capacidad de generar flujos de caja para cancelarla como así también teniendo en cuenta la necesidad de financiar las erogaciones proyectadas para cada ejercicio. Al 31 de diciembre de 2020, el Grupo presenta capital de trabajo negativo por 7.399.393 (ver nota 2.2.1). Al 31 de diciembre de 2020 las disponibilidades

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de liquidez alcanzan los 18.038 millones, considerando efectivo y equivalentes de efectivo por 14.297 millones y efectivo y equivalentes de efectivo restringido por 3.741 millones.

En los cuadros adjuntos se analizan los vencimientos de los pasivos financieros existentes al 31 de diciembre de 2020:

	Menos de 3 meses	3 a 12 meses	1 a 5 años	Más de 5 años	Total
Préstamos	6.876.869	22.153.780	21.997.992	36.857.635	87.886.276
Pasivos por arrendamientos	56.045	171.885	436.621	425.528	1.090.079
Otros pasivos financieros	25.648	50.195	5.962	-	81.805
Cuentas por pagar	7.666.602	-	-	-	7.666.602
	14.625.164	22.375.860	22.440.575	37.283.163	96.724.762

Mayoritariamente, los préstamos del Grupo contienen cláusulas habituales de compromisos financieros (Covenants) asociados al ratio de apalancamiento y al ratio de cobertura de servicio de deuda (ver Nota 17).

Bajo los términos de los contratos de préstamos, si el Grupo incumpliera un compromiso o no pudiera remediarlo en el plazo estipulado, estaría en incumplimiento (default), situación que limitaría su liquidez y, dado que la mayoría de sus préstamos contiene disposiciones de incumplimiento cruzado, podría resultar en una exigibilidad anticipada de sus obligaciones.

5.3. Riesgo de crédito

El riesgo de crédito se define como la posibilidad de que un tercero no cumpla con sus obligaciones contractuales, originando con ello pérdidas para el Grupo.

El riesgo de crédito en el Grupo se mide y controla por cliente o tercero individualmente. El Grupo cuenta con sistemas propios para la evaluación crediticia permanente de todos sus deudores y la determinación de límites de riesgo por tercero, alineados con las mejores prácticas utilizando para ello tanto antecedentes internos vinculados a los mismos, como así también fuentes externas de datos.

Los instrumentos financieros del Grupo que potencialmente están sujetos al riesgo de concentración crediticia consisten principalmente en los saldos de efectivo y equivalentes de efectivo, créditos por ventas y otros créditos. El Grupo invierte sus excesos temporarios de caja en colocaciones de alta liquidez en instituciones financieras en Argentina y en el exterior con alta calificación crediticia. En el curso normal de sus negocios y sobre la base de análisis crediticios realizados en forma continua, el Grupo otorga crédito a sus clientes y a ciertas compañías relacionadas. Asimismo, se imputa en el estado de resultados integrales el cargo por créditos de cobro dudoso sobre la base de información específica de sus clientes.

Las provisiones por créditos de cobro dudoso se determinan en función a los criterios expresados en la Nota 2.3.9.1.

La exposición máxima al riesgo de crédito del Grupo al 31 de diciembre de 2020, distinguiendo por el tipo de instrumento financiero y sin descontar los importes cubiertos mediante garantías, se detalla a continuación:

	Exposición máxima al 31 de
	diciembre de 2020
Créditos por ventas	9.082.345
Otros créditos	7.076.212
Efectivo y equivalente de efectivo restringido	3.741.094
	19.899.651

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Considerando la exposición máxima al riesgo, los créditos por ventas con CAMMESA representan aproximadamente un 61% del total de dichos créditos. Los activos financieros vencidos al 31 de diciembre de 2020 representan el 12,4% del total.

A dicha fecha, la provisión para otros créditos de cobro dudoso no es significativa, y comprende otros créditos fiscales.

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

Los siguientes cuadros muestran los activos y pasivos financieros por categoría de instrumento financiero y una conciliación con la línea expuesta en el estado de situación financiera, según corresponda. Debido a que los rubros “Créditos por ventas”, “Otros créditos”, “Cuentas por pagar” y “Otros pasivos financieros” contienen tanto instrumentos financieros como activos o pasivos no financieros (tales como créditos impositivos y anticipos de propiedades, planta y equipo), la conciliación se muestra en las columnas “Activos no financieros” y “Pasivos no financieros”.

Activos financieros

		Al 31 de diciembre de 2020	Al 31 de diciembre de 2020
	Activos financieros a costo amortizado	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados	Activos no financieros	Total
Otros créditos	1.213.910	-	5.862.302	7.076.212
Efectivo y equivalentes de efectivo restringido (Nota 17)	3.741.094	-	-	3.741.094
Créditos por ventas	9.082.345	-	-	9.082.345
Efectivoyequivalentes de efectivo	6.639.324	7.657.270	-	14.296.594
	20.676.673	7.657.270	5.862.302	34.196.245

		Al 31 de diciembre de 2019	Al 31 de diciembre de 2019
		Activos financieros a
	Activos financieros a costo amortizado	valor razonable con cambios en otros	Activos no financieros	Total
		resultados integrales
Otros créditos	934.940	-	3.213.132	4.148.072
Efectivo y equivalentes de efectivo restringido (Nota 17)	2.448.153	-	-	2.448.153
Créditos por ventas	6.857.677	-	-	6.857.677
Efectivoyequivalentes de efectivo	14.611.487	89.000	-	14.700.487
	24.852.257	89.000	3.213.132	28.154.389

Pasivos financieros

		Al 31 de diciembre de 2020
		Pasivos financieros a valor
	Pasivos financieros a	razonable con cambios en
	costo amortizado	otros resultados integrales	Total
Préstamos	87.886.276	-	87.886.276
Pasivos por arrendamientos	1.090.079	-	1.090.079
Otros pasivos financieros	-	81.805	81.805
Cuentas por pagar	7.666.602	-	7.666.602
	96.642.957	81.805	96.724.762
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nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021	nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021
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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

		Al 31 de diciembre de 2019
		Pasivos financieros a valor
	Pasivos financieros a	razonable con cambios en
	costo amortizado	otros resultados integrales	Total
Préstamos	60.505.278	-	60.505.278
Pasivos por arrendamientos	930.855	-	930.855
Otros pasivos financieros	-	20.254	20.254
Cuentas por pagar	9.228.792	-	9.228.792
	70.664.925	20.254	70.685.179

Las ganancias y pérdidas de los instrumentos financieros son imputadas a las siguientes categorías:

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
Activos / Pasivos Activos financieros a		Activos /
financieros a costo amortizado valor razonable con cambios en resultados Pasivos no financieros Total
Intereses ganados 141.973 994.745 - 1.136.718 Intereses perdidos y otros (4.454.799) - - (4.454.799) Actualizaciones financieras (104.908) - - (104.908) Otros resultados financieros (179.715) 3.448.920 - 3.269.205 Diferencias de cambio, netas (1.640.348) (931.677) 711.026 (1.860.999)
(6.237.797) 3.511.988 711.026 (2.014.783)

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
Activos / Pasivos Activos financieros a		Activos /
financieros a costo amortizado valor razonable con cambios en resultados Pasivos no financieros Total
Intereses ganados 362.945 82.240 - 445.185 Intereses perdidos y otros (2.961.039) - - (2.961.039) Actualizaciones financieras (35.483) - - (35.483) Otros resultados financieros (78.968) 1.440.971 - 1.362.003 Diferencias de cambio, netas (1.245.431) (40.223) 414.827 (870.827)
(3.957.976) 1.482.988 414.827 (2.060.161)

7. INFORMACIÓN CUANTITATIVA Y CUALITATIVA SOBRE VALORES RAZONABLES

7.1. Información sobre el valor razonable de los activos financieros y pasivos financieros agrupados por categoría

7.1.1 Instrumentos a costo amortizado

El valor razonable estimado de los préstamos, considerando las tasas de interés ofrecidas al Grupo para sus préstamos financieros, ascendió a 79.949.710 y 56.895.329 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

El valor razonable de los otros créditos, créditos por ventas, efectivo y equivalentes de efectivo, efectivo y equivalentes de efectivo restringido, cuentas por pagar, pasivos por arrendamientos y otros pasivos financieros no difieren significativamente de su valor contable.

7.1.2 Instrumentos a valor razonable

El valor razonable de los fondos comunes de inversión, se basa en los precios de cotización a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa.

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7.2. Técnicas de valuación

El valor razonable informado para los activos financieros anteriormente indicados representa el importe al que se podría canjear el instrumento en una transacción corriente entre partes de común acuerdo y no en una transacción forzada o de liquidación. Para estimar los valores razonables, se utilizaron los siguientes métodos y supuestos:

• La Dirección ha evaluado que los valores razonables de los créditos por ventas corrientes, otros créditos corrientes y otros activos financieros y de las cuentas por pagar, otros pasivos y de los préstamos a tasa variable, se aproximan a sus respectivos importes en libros debido, en gran medida, a los vencimientos a corto plazo de estos instrumentos y a que los préstamos poseen principalmente tasas variables de interés.

• El valor razonable de los préstamos a tasa fija se calculan mediante técnicas de valoración apropiadas que utilizan datos observables del mercado.

• El valor razonable de los fondos comunes de inversión, se basa en los precios de cotización a la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa.

• El valor razonable de otros pasivos financieros (instrumentos de cobertura) se calcula mediante técnicas de valoración apropiadas que no utilizan datos observables de mercado. El modelo de valuación estima el valor presente del swap a través de una proyección de flujo de fondos futuros ciertos y estimados utilizando una curva de tasas forward y descontando a valor presente dichos flujos futuros con una curva de tasas de descuento. La curva de tasas forward se construye a partir de información disponible y publicada en el mercado para plazos y monedas determinadas, utilizándose a su vez la metodología de interpolación para plazos en los cuales no hubiera información disponible en el mercado de manera de obtener una curva continua.

7.3. Jerarquía del valor razonable

7.3.1. Activos y pasivos medidos al valor razonable

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, el Grupo mantenía en su estado de situación financiera los siguientes activos y pasivos financieros medidos por su valor razonable:

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020
Activos financieros	Nivel 1	Total
Efectivo y equivalentes de efectivo:
- Fondos comunes de inversión	7.657.270	7.657.270
	7.657.270	7.657.270
	31 de diciembre de 2020
Pasivos financieros	Nivel 3	Total
Otros pasivos financieros
- Instrumentos de cobertura	81.805	81.805	(1)
	81.805	81.805

(1) Al 31 de diciembre de 2020 se han clasificado 5.962 como pasivo no corriente y 75.843 como pasivo corriente.

	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
Activos financieros	Nivel 1	Total
Efectivo y equivalentes de efectivo:
- Fondos comunes de inversión	89.000	89.000
	89.000	89.000

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
Pasivos financieros	Nivel 3	Total
Otros pasivos financieros
- Instrumentos de cobertura	20.254	20.254	(1)
	20.254	20.254

(1) Al 31 de diciembre de 2019 se han clasificado 10.430 como pasivo no corriente y 9.824 como pasivo corriente.

Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 no existieron transferencias entre diferentes jerarquías de valor razonable.

7.3.2. Evolución de las mediciones de valor razonable de Nivel 3

A continuación se incluye una evolución de los pasivos financieros medidos por su valor razonable:

	31.12.2020	31.12.2019
Al inicio del ejercicio	(20.254)	69.901
Variación valor razonable	(61.551)	(90.155)
Al cierre del ejercicio	(81.805)	(20.254)

8. ACTIVOS INTANGIBLES

La evolución de los activos intangibles del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

	Activos intangibles
Saldos al 31 de diciembre de 2018	196.835
Costos
Efectos de conversión	116.164
Valor de origen	312.999
Saldos al 31 de diciembre de 2019	312.999
Costos
Efectos de conversión	127.001
Valor de origen	440.000
Saldos al 31 de diciembre de 2020	440.000

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

9. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

Instalaciones de Muebles y útiles y	Instalaciones de Muebles y útiles y
Terrenos y producción, maquinaria y equipos y repuestos de Equipos de Materiales y equipos en equipos informáticos y de
edificios Centrales Eléctricas transporte depósito Obras enproceso comunicación	Total
Valor de origen 58.134 33.421.337 26.475 1.213.438 7.529.575 32.998 42.281.957 Depreciación acumulada (7.593) (4.601.762) (10.021) - - (12.116) (4.631.492)
Saldos al 31 de diciembre de 2018 50.541 28.819.575 16.454 1.213.438 7.529.575 20.882 37.650.465
Costos Aumentos 9.667 153.757 15.217 2.003.827 22.184.216 (1) 8.202 24.374.886 Efectos de conversión 33.832 19.887.884 21.462 885.885 9.396.373 15.716 30.241.152 Transferencias - 2.818.852 - (1.016.090) (1.802.762) - - Disminuciones y reclasificaciones - (365.454) (2) (183) (107.870) (3.535.629) (3) (2.612) (4.011.748) Depreciación acumulada Aumentos (2.435) (2.792.977) (8.759) - - (2.843) (2.807.014) Efectos de conversión (5.080) (3.407.803) (7.443) - - (7.784) (3.428.110) Disminuciones y reclasificaciones - - 183 - - - 183 Valor de origen 101.633 55.916.376 62.971 2.979.190 33.771.773 54.304 92.886.247 Depreciación acumulada (15.108) (10.802.542) (26.040) - - (22.743) (10.866.433)
Saldos al 31 de diciembre de 2019 86.525 45.113.834 36.931 2.979.190 33.771.773 31.561 82.019.814
Costos Aumentos 3.094 358.069 4.824 732.076 13.336.401 (1) - 14.434.464 Efectos de conversión 41.317 26.772.110 25.779 1.117.273 13.957.248 22.891 41.936.618 Transferencias - 49.061.245 - (796.763) (48.272.429) 7.947 - Disminuciones y reclasificaciones - (30.419) - (92.636) 8.828.464 (4) (158) 8.705.251 Depreciación acumulada Aumentos (2.001) (4.639.879) (13.645) - - (6.474) (4.661.999) Efectos de conversión (6.597) (5.298.945) (13.162) - - (10.477) (5.329.181) Disminuciones y reclasificaciones - - - - - 72 72 Valor de origen 146.044 132.077.381 93.574 3.939.140 21.621.457 84.984 157.962.580 Depreciación acumulada (23.706) (20.741.366) (52.847) - - (39.622) (20.857.541)
Saldos al 31 de diciembre de 2020 122.338 111.336.015 40.727 3.939.140 21.621.457 45.362 137.105.039

(1) Incluye 2.165.218 y 1.142.274 de costos financieros relacionados con la financiación de terceros a obras en curso de construcción prolongada por los ejercicos finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente

(2) Incluye 282.278 correspondientes a Maquinarias y equipos reclasificados a Activos por derecho de uso por la aplicación de la NIIF 16 (Ver Nota 10).

(3) Corresponden a Obras en proceso reclasificadas a Activos mantenidos para su disposición (Ver Nota 4).

(4) Corresponde a Obras en proceso asociadas a Activos mantenidos para su disposición al 30 de junio de 2020, y que se reclasificaron al rubro de Propiedades, planta y equipo a partir de dicha fecha.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

10. ACTIVOS POR DERECHO DE USO

La evolución de los activos por derecho de uso del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 por aplicación de la NIIF 16 es la siguiente:

			Maquinarias y
	Inmuebles	Terrenos	Equipos	Total
Saldos al 1º de enero de 2019 por la aplicación de NIIF 16	56.313	149.693	199.092	405.098
Costos
Aumentos	-	64.640	-	64.640
Reclasificaciones(1)	-	-	282.278	282.278
Efectos de conversión	33.233	90.929	284.084	408.246
Depreciación acumulada
Aumentos	(27.006)	(4.993)	(36.642)	(68.641)
Efectos de conversión	(6.574)	(742)	(18.595)	(25.911)
Valor de origen	89.546	305.262	765.454	1.160.262
Depreciación acumulada	(33.580)	(5.735)	(55.237)	(94.552)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	55.966	299.527	710.217	1.065.710
Costos
Efectos de conversión	36.333	123.861	310.585	470.779
Depreciación acumulada
Aumentos	(39.617)	(13.906)	(93.716)	(147.239)
Efectos de conversión	(21.213)	(4.992)	(28.715)	(54.920)
Valor de origen	125.879	429.123	1.076.039	1.631.041
Depreciación acumulada	(94.410)	(24.633)	(177.668)	(296.711)
Saldos al 31 de diciembre de 2020	31.469	404.490	898.371	1.334.330

(1) Reclasificaciones desde Propiedades, planta y equipo por aplicación de la NIIF 16. Ver Nota 9.

11. INVERSIONES EN NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro muestra en forma agrupada el valor de las inversiones en negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	31	de diciembre de	31 de diciembre de
		2020	2019
Valor de las inversiones en negocios conjuntos		5.410.422	4.064.410
Total		5.410.422	4.064.410

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Los principales movimientos ocurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas, corresponden a:

	Inversiones en negocios
	conjuntos
Saldos al 31 de diciembre de 2018	1.948.390
Resultado por participación en negocios conjuntos	778.173
Diferencias de conversión	1.337.847
Saldos al 31 de diciembre de 2019	4.064.410
Resultado por participación en negocios conjuntos	355.876
Distribución de dividendos	(374.849)
Otros resultados integrales	1.364.985
Saldos al 31 de diciembre de 2020	5.410.422

El siguiente cuadro muestra las principales magnitudes de resultados de las inversiones en negocios conjuntos del Grupo, calculadas de acuerdo al valor patrimonial proporcional en las mismas, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019. El Grupo ha ajustado, de corresponder, los valores informados por dichas sociedades para adaptarlos a los criterios contables utilizados por el Grupo para el cálculo del valor patrimonial proporcional en las fechas antes mencionadas:

	Negocios conjuntos	Negocios conjuntos
	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
Resultado neto	355.876	778.173
Otros resultados integrales	1.364.985	1.337.847
Resultado integral del ejercicio	1.720.861	2.116.020

El Grupo no posee inversiones en negocios conjuntos que sean significativos, con la excepción de la inversión en Inversora Dock Sud.

Inversora Dock Sud S.A.

El siguiente cuadro presenta información financiera resumida de IDS, y de la inversión mantenida en dicha sociedad al 31 de diciembre de 2020 y 2019.

	31 de diciembre de	31 de diciembre de
	2020	2019
Activo no corriente	12.630.257	9.462.936
Activo corriente	36.892	21.397
Total del activo	12.667.149	9.484.333
Pasivo no corriente	36.567	-
Pasivo corriente	7.652	1.888
Total del pasivo	44.219	1.888
Total del patrimonio	12.622.930	9.482.445
Valor registrado de la inversión	5.410.188	4.064.176

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

A continuación se detalla la información de subsidiarias e inversiones en negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

			31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020		31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
		Valor		Valor		Valor
Denominacióny emisor	Clase	nominal	Cantidad	registrado	Costo	registrado	Costo
Sociedades bajo control
conjunto:
	Acciones
Inversora Dock Sud S.A.	ordinarias	1	355.270.372	5.410.188	538.065	4.064.176	538.065
Otras Sociedades:
Diversas(1)				234	143.719	234	143.719
				5.410.422	681.784	4.064.410	681.784

(1) Incluye Y-GEN Eléctrica III S.R.L. , Y-GEN Eléctrica IV S.R.L. , Y-Luz Inversora S.A.U. y Luz del Río S.A.

		Información sobre el emisor
Denominación y emisor Domicilio legal Actividad principal		Últimos estados financieros disponibles % de participación sobre el capital social Fecha Capital social Resultados Patrimonio neto
Sociedades bajo control conjunto: Inversora Dock Sud S.A. San Martín 140, P.2°, Buenos Aires. Realización de operaciones financieras y de inversión.		31/12/2020 828.942 696.364 14.238.675 42,86%

12. OTROS CRÉDITOS

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Préstamos y anticipos al personal	-	5.479	-	7.178
Anticipo por compra de propiedades, planta y equipo	3.028.631	-	1.364.723	-
Impuesto a la ganancia mínima presunta	167.219	-	167.219	-
Otras cuentas por cobrar con partes relacionadas (Nota 32)	-	71.085	-	482.412
Créditos fiscales	341.109	2.147.236	-	1.503.184
Anticipo a proveedores y despachantes de aduana	-	97.622	-	135.957
Fideicomisos	-	1.005.765	-	445.350
Seguros pagados por adelantado	-	34.067	-	8.060
Gastos pagados por adelantado	-	31.407	-	24.951
Diversos	-	149.648	-	12.094
	3.536.959	3.542.309	1.531.942	2.619.186
Provisión para otros créditos de cobro dudoso	-	(3.056)	-	(3.056)
	3.536.959	3.539.253	1.531.942	2.616.130

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

13. CRÉDITOS POR VENTAS

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
	Corriente	Corriente
Deudores comunes	476.113	96.056
Sociedades relacionadas (Nota 32)	8.655.004	6.810.393
	9.131.117	6.906.449
Provisión para deudores de dudoso cobro	(48.772)	(48.772)
	9.082.345	6.857.677

A continuación, se describe la evolución de la provisión para deudores de dudoso cobro por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	Provisión para deudores
	de dudoso cobro
Saldos al 31 de diciembre de 2018	-
Aumentos con cargo a resultados	48.772
Saldos al 31 de diciembre de 2019	48.772
Aumentos con cargo a resultados	-
Saldos al 31 de diciembre de 2020	48.772

14. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Para propósitos de presentación del estado consolidado de situación financiera y del estado consolidado de flujo de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluyen los siguientes conceptos:

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
Fondos comunes de inversión	7.657.270	89.000
Depósitos en plazo fijo	2.781.652	14.551.853
Caja y bancos	3.857.672	59.634
	14.296.594	14.700.487

Los saldos en bancos devengan intereses a tasas variables sobre la base de las tasas diarias de depósitos bancarios. Las colocaciones a corto plazo se realizan por períodos variables de entre un día y tres meses, según las necesidades inmediatas de efectivo del Grupo y devengan intereses a las tasas fijas de colocaciones a corto plazo respectivas.

Asimismo, en el rubro efectivo y equivalentes de efectivo restringido del estado consolidado de situación financiera al 31 de diciembre de 2020 y 2019 se incluyen 3.741.094 y 2.448.153, respectivamente, correspondientes a activos financieros de disponibilidad restringida que no se consideran efectivo y equivalentes de efectivo a los fines del estado consolidado del flujo de efectivo.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

15. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El cálculo del cargo devengado contablemente por el impuesto a las ganancias por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es el siguiente:

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
	2020	2019
Impuesto a las ganancias corriente	(652.981)	-
Impuesto a las ganancias diferido	(3.143.951)	(2.358.969)
Impuesto a las ganancias	(3.796.932)	(2.358.969)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre el resultado neto antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados integrales consolidados a cada ejercicio es la siguiente:

	31 de diciembre de	31 de diciembre de
	2020	2019
Resultado del ejercicio antes del impuesto a las ganancias	9.707.580	6.585.545
Tasa legal de impuestos vigente	30%	30%
Tasa impositiva vigente aplicada al resultado neto antes de impuesto a las ganancias	(2.912.274)	(1.975.664)
Efecto por cambio de tasa impositiva(1)	(78.301)	(37.609)
Resultado de las inversiones en negocios conjuntos	106.763	233.452
Efecto ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios	(5.392.239)	(2.897.886)
Diferencias de cambio	6.239.395	3.955.925
Efecto de la valuación de activos no monetarios en su moneda funcional	(1.512.299)	(1.584.902)
Diversos	(247.977)	(52.285)
Impuesto a las ganancias del ejercicio	(3.796.932)	(2.358.969)

(1) Corresponde al efecto de aplicar los cambios en la tasa impositiva establecido por la Ley N° 27.430 a los activos y pasivos diferidos (según se describe en la Nota 31), de acuerdo con el plazo previsto de realización y liquidación, respectivamente.

Impuesto a las ganancias diferido

Asimismo, la composición del impuesto a las ganancias diferido es la siguiente:

31 de diciembre de	31 de diciembre de
2020 2019
Activos impositivos diferidos Provisión créditos de dudoso cobro 15.548 15.548 Quebrantos 5.935.836 2.892.349 Contratos de cobertura de inversiones en subsidiarias 21.152 5.272 Activos por derechos de uso 128.877 65.208 Diversos 31.893 31.870
Total activo impositivo diferido 6.133.306 3.010.247
Pasivos impositivos diferidos Propiedades, planta y equipo (9.565.276) (6.506.444) Efecto ajustepor inflación fiscal sobre activosy pasivos monetarios (6.344.210) (2.191.168)
Totalpasivo impositivo diferido (15.909.486) (8.697.612)
Total impuesto diferido, neto (9.776.180) (5.687.365)

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Al 31 de diciembre de 2020, se han clasificado como activo por impuesto diferido 557.598, y como pasivo por impuesto diferido 10.333.778. Al 31 de diciembre de 2019, se han clasificado como pasivo por impuesto diferido 5.687.365.

Los activos y pasivos diferidos se compensan cuando: a) existe un derecho legalmente exigible de compensar los activos impositivos con los pasivos impositivos; y b) cuando los cargos por impuestos diferidos se relacionan con la misma autoridad fiscal y entidad jurídica.

Al 31 de diciembre de 2020, el Grupo posee quebranto acumulado por 5.935.836 a la tasa esperada de recupero. Los activos por impuesto diferido reconocen los quebrantos impositivos en la medida en que su compensación a través de ganancias impositivas futuras sea probable. Los quebrantos impositivos en Argentina prescriben dentro de los 5 años.

A efectos de utilizar por completo el activo por impuesto diferido, el Grupo necesitará generar ganancias impositivas futuras. Con base en las proyecciones futuras en los ejercicios en que los activos por impuesto diferido son deducibles, la Dirección de la Sociedad estima al 31 de diciembre de 2020 que es probable que realice todos los activos por impuesto diferido registrados.

Al 31 de diciembre de 2020, los quebrantos impositivos del Grupo a la tasa esperada de recupero son los siguientes:

Fecha de generación	Fecha de vencimiento	Monto
2018	2023	850.384
2019	2024	1.781.106
2020	2025	3.304.346
		5.935.836

De acuerdo a lo descripto en la Nota 2.3.6.1 a los presentes estados financieros, al 31 de diciembre de 2018 YPF Energía Eléctrica presentaba un resultado impositivo quebranto y un resultado contable ganancia. En consecuencia ha reconocido un crédito por el Impuesto a la Ganancia mínima presunta de 167.219, el cual podrá utilizarse hasta el año 2028.

La evolución del pasivo y activo por impuesto diferido neto al 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

	Pasivos por impuesto	Activos por impuesto
	diferido, netos	diferido, netos
Saldos al 31 de diciembre de 2018	(2.376.500)	30
Otros resultados integrales	23.261	-
Efecto de la conversión sobre activos incorporados por la combinación de negocios	(952.129)	-
Reclasificación a activos mantenidos para su disposición (Nota 4)	-	17.284
Cargo del ejercicio	(2.381.997)	(17.314)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	(5.687.365)	-
Otros resultados integrales	15.880	-
Efecto de la conversión sobre activos incorporados por la combinación de negocios	(983.832)	-
Reclasificación a activos mantenidos para su disposición (Nota 4)	-	134.515
Cargo del ejercicio	(3.678.461)	423.083
Saldos al 31 de diciembre de 2020	(10.333.778)	557.598

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

16. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

A continuación, se expone la evolución del pasivo por arrendamientos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

Pasivos por
arrendamientos
Saldos al 1° de enero de 2019 por aplicación inicial de NIIF 16 405.098 Altas 64.640 Reclasificaciones 210.166 Actualizaciones financieras 35.483 Pagos por arrendamientos (123.167) Efecto de la conversion 338.635
Pasivospor arrendamientos al 31 de diciembre de 2019 930.855
Actualizaciones financieras 104.908 Pagos por arrendamientos (140.694) Efecto de la conversión 195.010
Pasivospor arrendamientos al 31 de diciembre de 2020 1.090.079

A continuación, se expone la apertura de los pasivos por arrendamientos registrados por el Grupo al 31 de diciembre de 2020 y 2019, con identificación del plazo del arrendamiento y de las tasas:

Pl d di Tasa efectiva	31 de diciembre de	31 de diciembre de
azo e arrenamento anual utilizada 2020 2019
De dos a tres años 9,87% 35.354 59.374 De tres a cuatro años 7,75% - 8,35% 230.900 254.017 Más de cinco años 9,88% - 10,2% 823.825 617.464
Total 1.090.079 930.855

La actualización financiera devengada en los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, proveniente de los contratos por arrendamientos se encuentran expuestos en la línea “Actualizaciones financieras” en los costos financieros del rubro “Resultados financieros, netos” del estado de resultados integrales (Nota 22).

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019 los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamiento son:

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
Hasta 1 año	227.930	202.812
Pasivos por arrendamientos corrientes	227.930	202.812
De 1 a 5 años	436.620	463.226
A partir del 6° año	425.529	264.817
Pasivos por arrendamientos no corrientes	862.149	728.043
Total	1.090.079	930.855

17. PRÉSTAMOS

			31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
	Tasa de interés	(1)	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Obligaciones negociables	0,00%-10,24%		37.296.657	14.212.033	29.927.887	692.283
Préstamos financieros	6,99%-8,65%		21.558.970	14.818.616	20.807.146	9.077.962
			58.855.627	29.030.649	50.735.033	9.770.245

(1) Tasa aplicable al cierre del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

A continuación, se incluye la evolución de los préstamos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	Préstamos
Saldos al 31 de diciembre de 2018	24.770.978
Toma de préstamos	22.351.072
Pago de préstamos	(9.029.129)
Pago de intereses	(2.645.484)
Intereses devengados(1)	3.740.313
Diferencia de conversión, neta	21.527.694
Reclasificaciones(2)	(210.166)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	60.505.278
Toma de préstamos	9.759.720
Pago de préstamos	(12.001.606)
Pago de intereses	(5.520.341)
Intereses devengados(1)	6.230.388
Diferencia de conversión, neta	24.615.872
Reclasificaciones(3)	4.296.965
Saldos al 31 de diciembre de 2020	87.886.276

(1) Incluye costos financieros capitalizados y costos demandados de la transacción por 329.260 y 84.612, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

(2) Corresponde a la reclasificación de los pasivos por arrendamientos de acuerdo a la NIIF 16. Ver Nota 16.

(3) Corresponde a la reclasificación de los préstamos de Luz del León S.A. al 30 de junio de 2020.

Principales préstamos del Grupo

- Programa para la emisión de Obligaciones Negociables

Con fecha 16 de marzo de 2018, la Asamblea de Accionistas de la Sociedad aprobó los términos y condiciones generales del Programa (en adelante “El Programa”) para la emisión de Valores Negociables Simples (no convertibles en acciones) conforme la Ley de Obligaciones Negociables y sus modificatorias, por un valor nominal total máximo de hasta US$ 1.500 millones (o su equivalente en otras monedas).

El 17 de abril de 2019 el Directorio de la CNV aprobó el ingreso de la Sociedad al régimen de Oferta Pública de títulos valores, y la creación del Programa. El 30 de abril de 2019 el Directorio de YPF EE aprobó en el marco del Programa Global, la emisión y colocación por oferta pública de obligaciones negociables por un monto de hasta US$ 100 millones (o su equivalente en otras monedas), en una o más clases y/o series, en los términos que se determinen en los suplementos de precio respectivos.

 Emisión local

El 7 de mayo de 2019 la Sociedad colocó Obligaciones Negociables Clase I bajo dicho Programa Global. La colocación alcanzó los US$ 75 millones, a una tasa fija de 10,24%, con vencimiento en mayo de 2021 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 10 de agosto de 2019.

Asimismo, con fecha 12 de junio de 2019 la Sociedad emitió ON adicionales por un importe de US$ 25 millones, a una tasa fija del 10,24%, con vencimiento de capital en mayo de 2021 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 10 de agosto de 2019.

El financiamiento obtenido en ambas colocaciones fue destinado a proyectos de inversión que el Grupo se encuentra desarrollando. Dicha colocación tiene cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia que incluyen ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento, entre otros habituales para este tipo de emisiones.

El 24 de junio de 2020 la Sociedad colocó Obligaciones Negociables Clase III bajo el Programa Global de emisión de Obligaciones Negociables. La colocación alcanzó los US$ 50 millones, a una tasa fija de 1,49%, con vencimiento en diciembre de 2021 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 24 de septiembre de 2020.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

El financiamiento obtenido en la colocación fue destinado a proyectos de inversión que el Grupo se encuentra desarrollando.

Con fecha 28 de octubre de 2020, la Sociedad colocó Obligaciones Negociables Clase IV y V bajo el Programa Global de emisión de Obligaciones Negociables. Las colocaciones de las ON Clase IV y V alcanzaron los US$ 30 millones y US$ 20 millones, a una tasa fija de 0% y 1%, con vencimientos en octubre de 2022 y octubre 2023, respectivamente. Los intereses son pagaderos trimestralmente a partir del 28 de enero de 2021.

El financiamiento obtenido en las colocaciones será destinado a proyectos de inversión que el Grupo se encuentra desarrollando y/o la refinanciación de pasivos, incluyendo la cancelación del préstamo celebrado con Inter-American Investment Corporation (IIC) e Inter-American Development Bank (IDB) el 2 de diciembre de 2016 por US$ 200 millones.

Los pagos de las sumas de capital, servicios de intereses y demás sumas que correspondan bajo las Obligaciones Negociables serán realizados en pesos al tipo de cambio aplicable, según lo definido en el suplemento de precio.

 Emisión Internacional

Con fecha 25 de julio de 2019 la Sociedad realizó una colocación internacional de Obligaciones Negociables Clase II por un importe de US$ 400 millones que devengan intereses a un cupón del 10% fijo anual pagadero semestralmente y cuyo capital será amortizado en un único pago el 25 de julio de 2026. Las fechas de pago de intereses semestrales serán los 25 de julio y 25 de enero de cada año, comenzando en enero de 2020 y finalizando en julio de 2026.

En cualquier momento o periódicamente antes del 25 de julio de 2023, la Sociedad, a su opción, podrá destinar los fondos netos en efectivo provenientes de una o más Ofertas de Acciones para rescatar hasta el 35% en total del valor nominal total de las ON en circulación, a un precio de rescate de 110% con más los intereses devengados si hubiera.

Dicha colocación tiene cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia que incluyen ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento, entre otros habituales para este tipo de emisiones.

- Préstamo con Corporación Interamericana de Inversiones

En diciembre de 2016, la Sociedad y la Corporación Interamericana de Inversiones (CII), en nombre del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), firmaron un acuerdo para el financiamiento de la construcción del parque eólico Manantiales Behr. El monto total del préstamo asciende a US$ 200 millones. La amortización de capital se realizará en pagos trimestrales a partir del mes de febrero de 2020, y está estructurado en dos tramos de US$ 100 millones, con vencimiento a los 7 y 9 años, respectivamente, según el siguiente detalle:

Tramo	Importe en US$	Tasa
A	31.075.076	Libor 3 meses + 5,125%
A	12.539.359	7,16%
A	18.000.032	7,05%
A	19.506.895	7,27%
A	18.878.638	7,87%
B	100.000.000	Libor 3 meses + 4,8%
Total	200.000.000

• Préstamos con Citigroup Global Markets Inc., Credit Suisse Securities (USA) LLC y Export Development Canada

Con fecha 14 de junio de 2017 Citigroup Global Markets Inc., Credit Suisse Securities (USA) LLC y Export Development Canada aprobaron la provisión de un préstamo para llevar adelante el proyecto de construcción por parte de Y-GEN de la central térmica de generación Loma Campana II en la provincia de Neuquén, y para el proyecto de construcción por parte de Y-GEN II, de la central térmica de generación El Bracho en la provincia de Tucumán.

El monto comprometido del mencionado préstamo es de US$ 219,5 millones (US$ 70 millones destinados a Y-GEN, y el resto de US$ 149,5 millones destinados a Y-GEN II). Sin embargo, los desembolsos efectivamente realizados totalizaron US$ 211.973.875 (US$ 70.000.000 para Y-GEN y US$ 141.973.875 para Y-GEN II).

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

La tasa de interés establecida es LIBOR 3 meses + 4,00% hasta la fecha de terminación de la construcción y luego LIBOR 3 meses + 5,75% hasta vencimiento, y el plazo de repago del capital es de 5 años (incluye 15 meses de gracia) con amortizacióndel capital en 15 cuotas trimestrales comenzando el 30 de septiembre de 2018, y una cuota por el saldo remanente del capital al final del plazo de cinco años el 30 de junio de 2022.

En relación con el préstamo, las sociedades Y-GEN e Y-GEN II han acordado, entre otras cuestiones, la contratación de instrumentos de cobertura para establecer una protección frente a la variabilidad de la tasa LIBOR. Como resultado de ello, en junio de 2017 dichas sociedades constituyeron un contrato de cobertura de tasa de interés con Citibank N.A., London Branch por el término de 5 años, cuya cobertura comenzó a regir a partir del 31 de diciembre de 2017, sobre una nocional inicial decreciente de aproximadamente US$ 156millones (US$ 106 millones correspondientes a Y-GEN II y US$ 50 millones a Y-GEN). La cobertura de la tasa implica que dichas sociedades pagarán montos fijos con una tasa fijada en 1,947% y recibirán montos variables sujetos a la LIBOR a 3 meses.

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, la Sociedad ha registrado un resultado, neto del efecto del impuesto a las ganancias, de (33.209) y (78.572), respectivamente, en la línea Otros Resultados Integrales del estado de resultados integrales, generado por la medición de los instrumentos de cobertura mencionados a su valor razonable.

El contrato de préstamo a su vez incluye ciertas cláusulas restrictivas (usualmente denominadas “covenants”); las sociedades deben mantener una relación de 70%/30% de los montos obtenidos del préstamo respecto los aportes de capital efectuados antes de cada pedido de desembolso, ambos medidos en dólares estadounidenses en el momento en que se realizaron respectivamente, y asimismo, desde la fecha de la primera cuota de amortización de capital, cumplir con un ratio de cobertura de pagos de capital medido sobre la base de flujos de fondos generados durante el período finalizado a cada fecha de medición y los pagos de capital e intereses correspondientes a mismo período, el cual no puede ser inferior a 1,05.

Con relación a las garantías estándares para este tipo de financiamiento, se distinguen las siguientes:

• garantía por construcción hasta la fecha de terminación de la construcción por parte de GE,

• garantía de aporte de capital de los Socios (actualmente, del único accionista),

• cuentas de reserva en el exterior después de la fecha de terminación de la construcción, que al 31 de diciembre de 2020 y 2019 ascienden a 3.741.094 y 2.448.153, respectivamente y están expuestos en el rubro “Efectivo y equivalente de efectivo restringido” del estado de situación financiera consolidado,

• garantía de los socios (actualmente, del único accionista) sobre la cuenta de reservas hasta que la misma alcance los fondos mínimos requeridos,

• prenda sobre equipos instalados en ambas plantas,

• prenda sobre las cuotas partes de los Socios de Y-GEN e Y-GEN II (actualmente sobre las acciones del único accionista),

• prenda sobre cuentas bancarias Offshore de Y-GEN e Y-GEN II,

• cesión fiduciaria en garantía de todos los derechos de las Y-GEN e Y-GEN II.

El 18 de octubre de 2018 se liberó la garantía de los socios mencionada precedentemente sobre la cuenta de reservas, al alcanzar esta última los fondos mínimos requeridos.

• Préstamos con Citi NY

En marzo de 2018, la Sociedad había tomado un préstamo con el Citibank NY por un monto total de US$ 30 millones, con intereses trimestrales a una tasa Libor 3 meses + 1,6%, y vencimiento bullet de capital el 28 de agosto de 2018. Trascurrida dicha fecha, la Sociedad extendió el vencimiento del préstamo hasta el 28 de febrero de 2019, a una tasa Libor 3 meses + 2,25%. A la fecha de vencimiento, la Sociedad renovó el mismo hasta el 26 de febrero de 2021, a una tasa Libor 3 meses + 4,875%. Finalmente, el 26 de febrero de 2021 se extendió el vencimiento al 5 de marzo de 2021 y

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

se acordó con el banco la cancelación en dicha fecha de US$ 12 millones, correspondientes al 40% del saldo , y la extensión del vencimiento hasta el 6 de marzo de 2023 del 60% restante, por un monto de US$ 18 millones.

Asimismo, con fecha 28 de junio de 2018, la Sociedad había tomado un segundo préstamo con dicha entidad por US$ 30 millones con intereses trimestrales a una tasa Libor 3 meses + 1,85%, y vencimiento bullet de capital el 28 de junio de 2019. A la fecha de vencimiento, la Sociedad renovó el mismo hasta el 30 de septiembre de 2019 a una tasa de interés Libor 3 meses + 3,95%, habiéndose cancelado en dicha fecha.

Los fondos de ambos préstamos fueron destinados a financiar capital de trabajo. Los contratos relacionados tienen cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia que incluyen ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento.

- Préstamos con Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.

Con fecha 17 de agosto de 2018, la Sociedad tomó un préstamo con Banco de Galicia y Buenos Aires S.A. por un monto total de US$ 20 millones con interés anual a una tasa fija de 5,00% y vencimiento bullet de capital el 17 de agosto de 2019, habiéndose cancelado en dicha fecha.

Adicionalmente, con fecha 3 de septiembre de 2018, la Sociedad tomó un segundo préstamo con dicha entidad por US$ 20 millones con intereses trimestrales a una tasa fija de 8,35% y vencimiento final el 3 de septiembre de 2021. El capital de dicho préstamo amortiza en nueve cuotas trimestrales a partir del primer año.

Los fondos de ambos préstamos fueron destinados a financiar proyectos de inversión, incluido capital de trabajo.

Los contratos de dichos préstamos tienen cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia que incluyen ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento.

- Préstamo con BBVA Banco Francés S.A.

Con fecha 17 de agosto de 2018, la Sociedad tomó un préstamo con BBVA Banco Francés S.A. por un monto total de US$ 30 millones con intereses semestrales a una tasa fija de 8,40% y vencimiento final el 17 de agosto de 2021. El capital de dicho préstamo amortiza en tres cuotas anuales.

Los fondos de dicho préstamo fueron destinados a financiar capital de trabajo e inversiones y bienes de capital.

El contrato de dicho préstamo tiene durante toda su vigencia cláusulas de compromisos financieros (covenants), que incluyen ratios de cobertura de intereses y ratio de apalancamiento.

• Préstamo con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch

Con fecha 24 de septiembre de 2018, la Sociedad tomó un préstamo con Itaú Unibanco S.A., Nassau Branch por un monto total de US$ 50 millones con intereses trimestrales a una tasa de Libor 3 meses + 5,00% y vencimiento bullet de capital el 24 de septiembre de 2019.

Con fecha 21 de junio de 2019, la Sociedad precanceló US$ 10 millones correspondientes a dicho préstamo y tomó una nueva deuda con el Banco Itaú Argentina S.A. por el mismo importe con fecha de vencimiento 18 de diciembre de 2019 a una tasa fija de 7,25%, habiéndose cancelado en dicha fecha.

Con fecha 3 de julio de 2019, la Sociedad precanceló US$ 10 millones correspondientes a dicho préstamo y tomó una nueva deuda con el Banco Itaú Argentina S.A. por el mismo importe con fecha de vencimiento 30 de diciembre de 2019 a una tasa fija de 7,75%. Dicho préstamo fue cancelado el prime día hábil luego de su fecha de vencimiento (2 de enero de 2020).

Los fondos de dichos préstamos fueron destinados a necesidades generales de financiación.

Los contratos de dichos préstamos tenían cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia, que incluían ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

• Préstamo sindicado con Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.

Con fecha 29 de noviembre de 2018, la Sociedad tomó un préstamo sindicado, con Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. e Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. como colocadores. El monto total del préstamo es de US$ 75 millones con intereses trimestrales a una tasa de Libor 3 meses + 5,75% y vencimiento final el 23 de noviembre de 2021. El capital de dicho préstamo amortiza en cuatro cuotas iguales en los meses 20, 24, 30 y 36.

Los fondos de dicho préstamo fueron destinados a financiar inversiones de capital y otras necesidades generales de financiación.

El contrato de dicho préstamo tiene cláusulas de compromisos financieros (covenants) durante toda su vigencia, que incluyen ratios de cobertura de intereses y de apalancamiento.

El Banco Latinoamericano de Comercio Exterior S.A. actúa como agente administrativo de dicho préstamo sindicado.

- Préstamo HSBC

Con fechas 2 y 18 de marzo de 2020, la Sociedad tomó un préstamo con HSBC USA N.A. por un monto total de US$ 27,4 millones con intereses trimestrales a una tasa variable de Libor 6M + 1,10% y vencimiento el 27 de septiembre de 2025. El capital de dicho préstamo amortiza en diez cuotas semestrales comenzando el 27 de marzo de 2021. Los fondos de dicho préstamo fueron destinados a financiar el proyecto de Motores Manantiales Behr.

El contrato de dicho préstamo tiene durante toda su vigencia cláusulas de compromisos financieros (covenants), que incluyen ratios de cobertura de intereses y ratio de apalancamiento.

- Préstamos DFC – BNP Paribas Luz del León S.A.

Con fecha 14 de enero de 2020, Luz del León celebró con DFC y BNP Paribas Fortis SA/NV (en adelante “BNP Paribas”) un contrato de financiamiento para el Proyecto por hasta US$ 150 millones. Bajo este contrato DFC desembolsaría, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, US$ 50 millones y BNP Paribas, también sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, hasta US$ 100 millones. Dicho contrato se encuadra dentro de la modalidad de “Project Finance” y el tramo correspondiente a BNP Paribas contará con garantía de la agencia de crédito de exportaciones Alemana Euler Hermes Aktiengesellschaft. El primer desembolso de BNP Paribas por aproximadamente US$ 80,5 millones fue acreditado durante el mes de febrero de 2020.

El préstamo devenga una tasa de interés fija del 3,31% con vencimiento el 15 de septiembre de 2034. El capital se amortiza semestralmente comenzando el 15 de marzo de 2021. Los fondos de dicho préstamo serán usados para financiar el proyecto del parque eólico Cañadón León.

El acuerdo de préstamo tiene durante toda su vigencia cláusulas de compromisos financieros (covenants) que incluyen ratios de cobertura de intereses y ratio de apalancamiento.

18. CUENTAS POR PAGAR

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
	Corriente	Corriente
Proveedores communes(1)	1.564.380	1.423.040
Sociedades relacionadas (Nota 32)(1)	6.102.222	7.805.752
	7.666.602	9.228.792

(1) Las cuentas por pagar comerciales no devengan intereses y normalmente se cancelan dentro de los 90 días.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

19. INGRESOS POR VENTAS

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
Tipo de bien o servicio	2020	2019
Energía base(1)	6.736.948	7.037.934
Ingresos bajo contrato	12.971.452	7.910.556
Ventas de vapor	1.383.735	1.109.936
Otros ingresos por servicios	324.091	55.489
	21.416.226	16.113.915

(1) Incluye 1.680.273 y 2.949.413 por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, de acuerdo al marco regulatorio vigente.

	Por los ejercicios finalizados el 31	Por los ejercicios finalizados el 31	de
	diciembre de
Por Cliente	2020	2019
CAMMESA(1)	14.914.117	12.010.183
YPF(1)	4.989.680	3.587.598
U.T. Loma Campana(1)	146.675	127.587
Profertil S.A.(1)	369.820	119.587
Coca-Cola FEMSA de Buenos Aires S.A.	134.095		70.061
Toyota Argentina S.A.	164.421		63.749
CT Barragán S.A.(1)	128.818		35.564
CAF S.A.	165.845		-
Holcim Argentina S.A.	118.678		-
Otros	284.077		99.586
	21.416.226	16.113.915

(1) Sociedades relacionadas (Nota 32).

Mercado de destino

Los ingresos del Grupo están dirigidos al mercado interno en su totalidad.

20. GASTOS POR NATURALEZA

El Grupo presenta el estado de resultados integrales consolidado clasificando los gastos según su función como parte de las líneas de “Costos de producción” y “Gastos de administración y comercialización”. A continuación se brinda la información adicional a revelar requerida sobre la naturaleza de los gastos y su relación con la función dentro del Grupo por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

==> picture [81 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
			Gastos de
	Costos de		administración y
	producción		comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo	4.653.075		8.924	4.661.999
Depreciación de activos por derecho de uso	98.103		49.136	147.239
Materiales y útiles de consumo	190.052		6.659	196.711
Gastos bancarios	-		4.374	4.374
Alquileres	2.561		6.667	9.228
Honorarios y retribuciones por servicios	3.662		135.221	138.883
Otros gastos al personal	22.068		144.968	167.036
Conservación, reparación y mantenimiento	649.353		11.433	660.786
Seguros	333.358		914	334.272
Sueldos y cargas sociales	966.569		646.293	1.612.862
Contrataciones de obras y otros	408.296		135.929	544.225
Transporte, producto y carga	754.573	(1)	157	754.730
Combustible, gas, energía y otros	1.919.007	(1)	-	1.919.007
Impuestos, tasas y contribuciones	11.682		941.317	952.999
Publicidad y propaganda	-		5.791	5.791
Diversos	994	(1)	6.954	7.948
Total	10.013.353		2.104.737	12.118.090

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
			Gastos de
	Costos de		administración y
	producción		comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo	2.802.383		4.631	2.807.014
Depreciación de activos por derecho de uso	39.643		28.998	68.641
Materiales y útiles de consumo	134.233		6.466	140.699
Gastos bancarios	-		5.159	5.159
Alquileres	943		5.611	6.554
Honorarios y retribuciones por servicios	19.862		80.308	100.170
Otros gastos al personal	47.209		84.511	131.720
Conservación, reparación y mantenimiento	328.271		1.871	330.142
Seguros	163.973		87	164.060
Sueldos y cargas sociales	590.608		375.975	966.583
Contrataciones de obras y otros	245.670		-	245.670
Transporte, producto y carga	673.738	(1)	-	673.738
Combustible, gas, energía y otros	2.421.554	(1)	-	2.421.554
Provisión para deudores de dudoso cobro	-		48.772	48.772
Impuestos, tasas y contribuciones	11.607		646.658	658.265
Publicidad y propaganda	-		5.494	5.494
Diversos	221.559	(1)	34.739	256.298
Total	7.701.253		1.329.280	9.030.533

(1) Incluye 1.680.273 y 2.480.940 por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, de acuerdo al marco regulatorio vigente.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

==> picture [81 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

21. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS

	Por los ejercicios finalizados el 31	de
	diciembre de
	2020 2019
Intereses comerciales - CAMMESA (Nota 32)(1)	670.681	71.337
Multas contractuales (Nota 32)	1.169.798	-
Diversos	227.872	101.789
	2.068.351	173.126

(1) Ver Nota 2.3.

22. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre
		de
	2020	2019
Ingresos financieros:
Intereses ganados	1.136.718	445.185
Diferencias de cambio	4.385.784	2.961.519
Otros ingresos financieros	3.448.920	1.440.971
Total ingresos financieros	8.971.422	4.847.675
Costos financieros:
Intereses perdidos	(4.454.799)	(2.961.039)
Diferencias de cambio	(6.246.783)	(3.832.346)
Actualizaciones financieras	(104.908)	(35.483)
Otros egresos financieros	(179.715)	(78.968)
Total costos financieros	(10.986.205)	(6.907.836)
Total resultados financieros, netos	(2.014.783)	(2.060.161)

23. PATRIMONIO

Con fecha 20 de marzo de 2018, la Asamblea General Ordinaria y Extraordinaria de Accionistas dispuso el aumento del capital social en la suma de 936.767 llevándolo de la suma de 2.810.303 a la suma de 3.747.070, fijando una prima de emisión de US$ 0,243934955 por acción. Dicho aumento estuvo representado por 936.767.364 acciones, ordinarias, escriturales Clase B de valor nominal 1 y con derecho a un voto por acción. El precio total de la suscripción de las nuevas acciones asciende a la suma de US$ 275 millones. La integración de este aporte por parte de GE EFS Power Investment B.V. se realizó de la siguiente forma: a) US$ 135 millones abonados en esa fecha; y b) US$ 140 millones con fecha 20 de marzo de 2019.

De esta manera, la composición accionaria de YPF EE luego de la emisión de acciones quedó de la siguiente manera:

Accionista Cantidad de acciones Participación en el capital social	Clase de la acción
YPF 2.723.826.879 72,69218% A OPESSA 86.476.112 2,30783% A GE EFS Power Investment B.V. 936.767.364 24,99999% B
Total 3.747.070.355 100,00000%

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Prenda de acciones de la sociedad

Con fecha 12 de febrero de 2021, YPF S.A. ha gravado 1.873.535.178 acciones ordinarias escriturales Clase A de la Sociedad con un derecho real de prenda en primer grado de privilegio a favor de La Sucursal Citibank N.A., establecida en la República Argentina, como agente de la garantía y en beneficio de ciertos beneficiarios, en virtud del Contrato de Prenda de Acciones y Cesión Fiduciaria con fines de Garantía celebrado por YPF S.A. con fecha 12 de febrero de 2021. La mencionada cantidad de acciones son representativas del 50% del capital social y 50% de los votos de la Sociedad. Dicha Prenda de Acciones estará sujeta a lo dispuesto por el estatuto y el Acuerdo de Accionistas de la Sociedad.

24. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

EI importe de la ganancia por acción se calcula dividiendo el resultado neto del ejercicio atribuible a los propietarios de la controladora por el promedio ponderado de acciones ordinarias durante el ejercicio, neto de las acciones propias en cartera.

A continuación, se muestra la información sobre ganancias y cantidad de acciones utilizadas en el cómputo del resultado por acción:

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
	2020	2019
Resultado neto del ejercicio atribuible a los propietarios de la Sociedad	5.910.648	4.226.576
Número promedio ponderado de acciones (en miles)	3.747.070	3.747.070
Ganancia por acción
- Básica y diluida	1,577	1,128

No hubo ninguna transacción con acciones ordinarias u acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa y la fecha de emisión de estos estados financieros que generen un efecto dilutivo.

25. RESTRICCIONES SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS

De acuerdo con la Ley General de Sociedades y el estatuto social, debe destinarse a la reserva legal el 5% de las ganancias del ejercicio hasta que dicha reserva alcance el 20% del capital social.

Consecuentemente, al 31 de diciembre de 2020, el resultado del ejercicio se encuentra restringido en 260.051.

De acuerdo a la Resolución General N° 609 de la CNV se constituyó una Reserva especial (“Reserva especial RG N° 609”), la cual, contiene la diferencia positiva resultante entre el saldo inicial de los resultados no asignados expuesto en los estados financieros del primer cierre de ejercicio de aplicación de las NIIF y el saldo final de los resultados no asignados al cierre del último ejercicio bajo vigencia de las normas contables anteriores. La Reserva especial RG N° 609 no podrá desafectarse para efectuar distribuciones en efectivo o en especie y sólo podrá ser desafectada para su capitalización o para absorber eventuales saldos negativos de Resultados acumulados.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

26. ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS AL PESO ARGENTINO

A continuación se presenta el detalle de los saldos de activos y pasivos en monedas distintas al peso argentino del Grupo al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	31 de diciembre de 2020 31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2020 31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2020 31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2020 31 de diciembre de 2019
Cuenta	Clase y monto de las	Tipo de	Importe contabilizado en pesos Clase y monto de las monedas distintas al peso(en miles)	Importe contabilizado en pesos
	monedas distintas al	cambio
	peso(en miles)	vigente(1)
ACTIVO CORRIENTE Otros créditos - - - - US$ 7.137 426.008 Créditos por ventas US$ 82.269 83,95 6.906.483 US$ 86.081 5.138.175 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido US$ 44.563 83,95 3.741.094 US$ 41.014 2.448.153 Efectivoyequivalentes de efectivo US$ 68.481 83,95 5.748.980 US$ 243.797 14.552.243
Total del activo corriente 16.396.557 22.564.579
Total del activo 16.396.557 22.564.579
PASIVO NO CORRIENTE Préstamos US$ 724.372 84,15 60.955.904 (2) US$ 858.226 51.399.155 (2) Pasivos por arrendamientos US$ 10.245 84,15 862.149 US$ 12.154 728.043 Provisiones US$ 492 84,15 41.402 US$ - - Otrospasivos financieros US$ 71 84,15 5.962 US$ 174 10.430
Total del pasivo no corriente 61.865.417 52.137.628
PASIVO CORRIENTE Cuentas a pagar US$ 65.406 84,15 5.503.915 US$ 87.551 5.243.429 € 1.002 103,53 103.737 € 24.301 1.633.756 Préstamos US$ 351.671 84,15 29.593.115 (3) US$ 164.536 9.854.061 (3) Pasivos por arrendamientos US$ 2.709 84,15 227.930 US$ 3.386 202.812 Otrospasivos financieros US$ 901 84,15 75.843 US$ 164 9.824
Total delpasivo corriente 35.504.540 16.943.882
Total del pasivo 97.369.957 69.081.510

(1) Al tipo de cambio correspondiente al 31 de diciembre de 2020 según el Banco de la Nación Argentina.

(2) Corresponde al importe nominal adeudado, el cual se expone en el rubro préstamos por 58.855.627 y 50.735.033 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, neta de comisiones y costos demandados por la transacción.

(3) Corresponde al importe nominal adeudado, el cual se expone en el rubro préstamos por 29.030.649 y 9.770.245 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, neta de comisiones y costos demandados por la transacción.

27. PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS

Los principales compromisos contractuales asumidos y garantías otorgadas por el Grupo se exponen a continuación:

a. Acuerdo con CAMMESA - Proyecto de generación Loma Campana

El 28 de octubre de 2015 se celebró un contrato de financiamiento y cesión de créditos en garantía entre la Sociedad y CAMMESA con el propósito de efectivizar los créditos pendientes de pago a favor de la Sociedad en el marco del Acuerdo de Disponibilidad de Generación y Operación Técnica de Proyectos, Aumento de Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneración de la Generación 2008-2011.

El citado acuerdo con CAMMESA se celebró con el propósito de desarrollar un nuevo proyecto de generación, basado en la instalación de una unidad generadora turbogás a instalarse en una nueva Central Loma Campana, a localizarse en el área del Yacimiento Loma Campana, Añelo, Provincia de Neuquén (en adelante mencionado como el “Proyecto”).

En dicho acuerdo CAMMESA otorgó a la Sociedad un financiamiento equivalente al monto de las acreencias de la Resolución SE N° 406/2003 impagas a la fecha del acuerdo más las acreencias de la Resolución SE N°95/2013 acumuladas

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

hasta diciembre de 2015 inclusive más los correspondientes intereses (conjuntamente las “Acreencias Impagas”) comprometiéndose la Sociedad a aplicarlo única y exclusivamente a la ejecución del Proyecto.

Al 31 de diciembre de 2017, la Sociedad recibió adelantos parciales del financiamiento acordado por aproximadamente 747 millones que fueron aplicados a la ejecución del Proyecto, y por los cuales CAMMESA, luego de verificar la aplicación de los referidos adelantos parciales según lo estipulado en el contrato, emitió las liquidaciones de venta definitivas correspondientes a las Acreencias Impagas a los efectos de aplicar las mismas a la cancelación del financiamiento en la proporción de las sumas transferidas en carácter de adelanto parcial. En virtud del acuerdo suscripto con CAMMESA en agosto del 2019, al 31 de diciembre de 2019 la Sociedad no mantenía saldos pendientes de cobro relacionado con las acreencias descrpitas. (Ver Nota 28).

b. Parque eólico Manantiales Behr

Durante el año 2016, la Sociedad desarrolló y comenzó a construir el primer parque de generación eólica del Grupo. El parque se construyó en el yacimiento de YPF llamado Manantiales Behr, ubicado a 20km de la ciudad de Comodoro Rivadavia, provincia de Chubut. El parque consta de 30 aerogeneradores de 3,3MW cada uno de marca Vestas modelo V112.

La obra comenzó en septiembre de 2016 y constó de dos etapas. La primera etapa del parque obtuvo la habilitación comercial el 25 de julio de 2018 y la segunda obtuvo su habilitación comercial el 22 de diciembre de 2018.

La energía generada por el parque se pone mayoritariamente a disposición de YPF mediante un contrato de suministro de energía denominado en dólares estadounidenses, con una duración de 15 años y que le permitirá a YPF cumplir con las obligaciones regulatorias del porcentaje de energía renovable exigido por la Ley N° 27.191. La generación restante es vendida en el MATER a industrias particulares.

c. Central Loma Campana II y Central Térmica El Bracho

Con fecha 13 de mayo 2016, se constituyeron las sociedades Y-GEN e Y-GEN II, con el objetivo de presentar oferta en la licitación convocada por el Ministerio de Energía y Minería a través de su Resolución SEE N° 21/2016, la cual convocaba a realizar ofertas de nueva generación de energía y potencia térmica, las que, de resultar adjudicadas, celebrarían con CAMMESA un contrato de venta de la energía ofrecida por un plazo de 10 años cada una, según lo ofertado, y con un precio denominado en dólares estadounidenses. Las sociedades creadas presentaron ofertas de proyectos de construcción de nuevas centrales de generación térmica en Neuquén (Loma Campana, Añelo) y en Tucumán (El Bracho), los que resultaron finalmente adjudicados.

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, en ambas sociedades el 100% del paquete accionario corresponde a la Sociedad.

De conformidad con la Resolución N° 21/2016 emitida por el Ministerio de Energía, Y-GEN e Y-GEN II entregaron a CAMMESA seguros de caución por la suma total de US$ 51.723.732, como garantía del cumplimiento de sus obligaciones bajo los Acuerdos de PPA firmados en los meses de agosto y julio de 2016, respectivamente.

El día 30 de noviembre de 2017 se obtuvo la habilitación comercial de la Central Loma Campana II, ubicada en la provincia de Neuquén y operada por la sociedad Y-GEN con una potencia instalada de 107 MW.

Asimismo, con fecha 27 de enero de 2018, fue habilitada comercialmente la Central Térmica El Bracho, en la provincia de Tucumán, operada por la sociedad Y-GEN II, con una potencia instalada de 274 MW.

Estos proyectos, fueron financiados bajo la modalidad “project finance”. La descripción de este financiamiento se detalla en la Nota 17.

Bajo la licitación lanzada a través de la Resolución SEE N° 287/2017, Y-GEN II resultó adjudicataria de un nuevo PPA con CAMMESA por 15 años, para el cierre de ciclo de la TG de la Central Térmica El Bracho resultante de la anterior licitación convocada por Resolución SEE N° 21/2016, que sumó 199 MW de potencia instalada a los 274 MW ya operativos (Nota 1). Se establece un precio remunerativo de la potencia y la energía generada denominados en dólares estadounidenses.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

d. La Plata Cogeneración I

Con la compra a Central Puerto S.A. de la planta de cogeneración de 128 MW ubicada en el Complejo Industrial La Plata, de YPF, la Sociedad tiene comprometido un contrato de suministro de vapor de 15 años de duración mediante el cual se entregan entre 190 Tn/h y 210 Ton/h. La energía eléctrica generada por esta planta se entrega al MEM y es remunerada a través de la Resolución SEE N° 31/2020.

e. La Plata Cogeneración II

También bajo la licitación dispuesta por Resolución SEE N° 287/2017, YPF EE resultó adjudicataria de un PPA con CAMMESA a 15 años a través del proyecto de construcción de una nueva central de cogeneración en la Refinería de La Plata, de propiedad de YPF. Se establece un precio remunerativo de la potencia y la energía generada denominados en dólares estadounidenses. Con fecha 27 de octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Central Térmica Cogeneración La Plata hasta una potencia máxima total de 89,2 MW, del Agente Cogenerador YPF Energía Eléctrica S.A. A fin de asegurar la fecha de habilitación comercial comprometida, la Sociedad entregó a CAMMESA un seguro de caución por US$ 8.352.144. El mismo ya se encuentra dado de baja desde el día 22 de enero de 2021, fecha en que CAMMESA notificó a la aseguradora la liberación de la póliza.

f. Parque Eólico Cañadón León

En la segunda licitación de energías renovables, conocida como RenovAR 2.0, el Grupo resultó adjudicataria de un PPA con CAMMESA a 20 años, a través de Luz del León S.A., mediante la construcción del Parque Eólico Cañadón León de 99 MW de potencia instalada, a ubicarse en la provincia de Santa Cruz a 25 kms. de la ciudad de Caleta Olivia y a aproximadamente 100 kms. del Parque Eólico Manantiales Behr. Dicho PPA con CAMMESA, por 99 MW, es por un plazo de 20 años y tiene un precio denominado en dólares estadounidenses. El resto de la energía (23 MW) será entregada a YPF S.A., en virtud de un PPA en el MATER por un plazo de 15 años, también denominado en dólares estadounidenses.

Asimismo, YPF EE ha entregado una garantía de mantenimiento de oferta por un monto de US$ 3.465.000 a través de un seguro de caución.

g. Parque Eólico Los Teros

Durante el presente ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la Sociedad ha finalizado la construcción del parque eólico Los Teros. Dicho parque cuenta con una capacidad instalada de 123 MW y ha obtenido prioridad de despacho en el MATER por la totalidad de dicha capacidad. A efectos de asegurar la prioridad de despacho de la energía generada por dichos MWs, se otorgó un seguro de caución por un monto de US$ 18.050.000 correspondiente a la primer etapa y de US$ 12.587.500 por la segunda etapa (la liberación de la póliza fue notificada por CAMMESA el 20 de enero de 2021). La Sociedad ha contractualizado el 100% de la energía a generar por el parque, a través de PPAs, denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A. (aproximadamente 25%) y con diversas usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 5 a 20 años.

h. Parque Eólico Los Teros II

La Sociedad se encuentra en proceso de construcción del parque eólico Los Teros II. Dicho parque contará con una capacidad instalada de 52 MW y ha obtenido prioridad de despacho en el MATER por la totalidad de dicha capacidad. A efectos de asegurar la prioridad de despacho de la energía generada por dichos MWs, se ha otorgado un seguro de caución por un monto de US$ 12.500.000. A al fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad ha contractualizado aproximadamente el 85% de la energía a generar por el parque, a través de PPAs, denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A. (aproximadamente 56%) y con diversas usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 10 a 15 años. Asimismo, la Sociedad se encuentra en proceso de firma de PPAs por la energía remanente.

La habilitación comercial está prevista durante el segundo trimestre 2021.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

28. REGULARIZACIÓN DE ACREENCIAS POR LIQUIDACIONES DE VENTA CON FECHA DE VENCIMIENTO A DEFINIR (“LVFVD”)

La Resolución SE N° 95/13, promulgada en febrero de 2013, estableció los precios de la energía eléctrica a ser actualizados anualmente. Bajo este marco, los generadores recibieron una remuneración que consiste en (i) pagos fijos basados en la disponibilidad y calculados en base a una tarifa fija preestablecida por MW, (ii) pagos variables basados en la generación de cada unidad calculada en base a una tarifa fija por MWh que variaba según el tipo y el tamaño de la tecnología y el combustible utilizado para generar energía, y (iii) la remuneración por mantenimiento no recurrente, que se pagó en forma de liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir ("LVFVD").

Con respecto a los pagos variables mencionados anteriormente, una parte de la remuneración se pagó directamente a los agentes de generación pertinentes, mientras que la otra parte se destinaría a un fondo fiduciario y se reinvertiría en nuevos proyectos de infraestructura en los sectores de energía eléctrica según lo definido por la Secretaría de Energía Eléctrica (“Remuneración adicional – Fideicomiso”). Finalmente, la parte que se destinariá a un fondo fiduciario también fue instrumentada mediante LVFVD.

Con fecha 16 de agosto de 2019, CAMMESA y la Sociedad firmaron un acuerdo definitivo para cancelar el saldo de LVFVD. Como resultado de dicho acuerdo se fijó una quita de 18% sobre el saldo de capital más intereses devengados a la fecha de firma del acuerdo. Asimismo, la Sociedad renunció a todo reclamo relacionado a tales acreencias.

En virtud del acuerdo celebrado, durante el mes de agosto de 2019 la Sociedad cobró 1.327.072 (IVA incluido) y registró una ganancia neta antes de impuestos de 611.025, la que fue reconocida en el rubro “Regularización de acreencias” del estado de resultados integrales consolidado correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019.

29. PASIVOS CONTINGENTES

a) Central Térmica El Bracho

Con fecha 20 de diciembre 2017 Y-GEN II celebró un Contrato de Construcción con General Electric International Inc. Suc. Arg. (“GESA”) (“Contrato de Obra”), un Contrato de Provisión de Equipos con General Electric Parts & Products GmbH (“GEPP”) (“Contrato de Provisión”) y un Contrato de Integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión (“Contrato de Integración”), para los trabajos del proyecto de cierre de ciclo de la Central Térmica El Bracho.

En el marco del Contrato de Obra, Contrato de Provisión y Contrato de Integración, a partir del 13 de marzo de 2020 GESA, GEPP e Y-GEN II intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19. En esas comunicaciones GESA y GEPP alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra y Contrato de Provisión, y que, por tanto, Y-GEN II debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, Y-GEN II rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley bajo dichos contratos y manifestó, entre otros argumentos, que GESA y GEPP debían demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor. Y-GEN II manifestó, entre otros argumentos, que en caso de configurarse un evento de fuerza mayor cada parte debía asumir sus propios costos.

Sin perjuicio que Y-GEN II ha rechazado en reiteradas oportunidades las solicitudes efectuadas por GESA por cambio de ley, el 9 de octubre de 2020 ese contratista presentó una orden de cambio basado en un supuesto evento de cambio de ley por la suma aproximada de US$ 3,3 millones y $ 119 millones.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Con fecha 30 diciembre de 2020, la Sociedad, por un lado, y por el otro, GESA y GEPP arribaron a un acuerdo por medio del cual las partes conciliaron todas las disputas pendientes respecto a los reclamos derivados de la pandemia COVID19, renunciado GE a efectuar cualquier reclamo en relación con lo expuesto. En dicho acuerdo la Sociedad reconoció mayores costos por un monto de aproximadamente US$ 5,2 millones, mientras que GE reconoció multas contractuales por un monto de aproximadamente US$ 6,7 millones.

Cabe agregar a su vez, que en el marco del Contrato de Demanda Mayorista celebrado entre Y-GEN II y CAMMESA en fecha 19 de diciembre de 2017 de conformidad con la Resolución S.E.E. N° 287-E/2017 y S.E.E. N° 926-E/2017 (“PPA El Bracho”), Y-GEN II notificó con fecha 27 de marzo del corriente a CAMMESA sobre eventuales retrasos en los plazos programados de ejecución de obra causados como consecuencia de la emergencia sanitaria y epidemiología derivada de la pandemia del COVID-19, solicitando la consecuente extensión del plazo de habilitación comercial bajo el PPA El Bracho.

En virtud de ello, con fecha 6 de abril, CAMMESA replicó que bajo los términos y condiciones del PPA El Bracho los alcances y el efecto de la fuerza mayor serán de aplicación únicamente a partir de la entrada en vigencia de dicho acuerdo, es decir, luego de la habilitación comercial (finalmente ocurrido con fecha 23 de octubre de 2020).

No obstante ello, tal como se menciona en la Nota 30, con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente las intimaciones por incumplimientos de las Fechas Programadas de Avance de Obra – según se lo define en el PPA El Bracho– tanto respecto del incremento de la garantía de cumplimiento del contrato como de la imposición de multas, por el periodo comprendido entre el 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre del mismo año. Es de destacar que el proyecto alcanzó la habilitación comercial con fecha 23 de octubre de 2020 y que, por lo tanto, se cumplieron los plazos previstos bajo el PPA El Bracho, conforme dichos plazos fueron prorrogados.

b) Central Térmica San Miguel de Tucumán

Con fecha 26 de junio 2018 la Sociedad celebró un contrato de servicios con General Electric International Inc., Sucursal Argentina (“GESA”) (“Contrato de Servicios”), un contrato de provisión de partes y reparaciones en el extranjero con General Electric International Inc. (“GEII”) y GE Global Parts & Products GmbH (“GEPP”) (“Contrato de Provisión y Reparación”) y un Contrato de Integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Servicios y el Contrato de Provisión y Reparación (“Contrato de Integración”), para el mantenimiento de la Central Térmica San Miguel de Tucumán.

En el marco del Contrato de Servicios, el Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Integración, a partir del 18 de marzo de 2020 GESA, GEPP, GEII y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19. En esas comunicaciones GESA, GEPP y GEII alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de fuerza mayor bajo sus respectivos contratos, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad rechazó que tales eventos pudieran configurar fuerza mayor bajo dichos contratos. Ello, entre otros motivos, por cuanto (i) la operación y mantenimiento de activos de generación de energía eléctrica fue considerada desde un primer momento como actividad excluida del aislamiento obligatorio; y (ii) las circunstancias invocadas por GESA, GEPP y GEII constituían un riesgo propio de su actividad.

La Sociedad indicó, entre otros argumentos, que GESA, GEPP y GEII no habían acreditado la afectación de sus obligaciones como lo exigen los respectivos contratos ni que los eventos no pudieran ser evitados. Tampoco GESA, GEPP y GEII probaron las obligaciones de mitigación que estuviera implementando.

Al día de la fecha, la Sociedad no ha recibido un reclamo cierto y cuantificado por mayores costos motivados en las comunicaciones indicadas precedentemente y considera que los reclamos son improcedentes.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

c) Central Loma Campana I

Con fecha 2 de noviembre 2015 la Sociedad celebró un contrato de provisión y reparación de Equipos celebrado con GE Packaged Power Inc. (“GEPP”) (“Contrato de Provisión y Reparación”), un Contrato de Servicio con General Electric International Inc. (“GEII”) (“Contrato de Obra”) para el mantenimiento de su Central Loma Campana I y un Contrato de Integración celebrado con dichas compañías con el fin de coordinar el Contrato de Provisión y Reparación y Contrato de Obtra con fecha 23 de diciembre de 2019 (“Contrato de Integración”).

En el marco del Contrato de Obra, del Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Integración, a partir del 30 de marzo de 2020 GEPP, GEII y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19.

En esas comunicaciones GEPP y GEII alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión y Reparación, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley y/o fuerza mayor bajo dichos contratos. Ello, entre otros motivos, por cuanto (i) la operación y mantenimiento de activos de generación de energía eléctrica fue considerada desde un primer momento como actividad excluida del aislamiento obligatorio; y (ii) las circunstancias invocadas por GEPP y GEII constituían un riesgo propio de su actividad.

La Sociedad indicó que GEPP y GEII no habían acreditado la afectación de sus obligaciones como lo exige tanto el Contrato de Provisión y Reparación como el Contrato de Obra respectivamente, ni que los eventos no pudieran ser evitados. Tampoco GEPP y GEII probaron las obligaciones de mitigación que estuvieran implementando.

Al día de la fecha, la Sociedad no ha recibido un reclamo cierto y cuantificado por mayores costos motivados en las comunicaciones indicadas precedentemente y considera que los reclamos son improcedentes.

d) Central Loma Campana II

Con fecha 21 de diciembre 2016 Y-GEN celebró un contrato de provisión y reparación de equipos con GE Packaged Power Inc. (“GEPP”) (“Contrato de Provisión y Reparación”), un Contrato de Servicio con General Electric International Inc. (“GEII”) (“Contrato de Servicios”) y un Contrato de Integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Servicios (“Contrato de Integración”), para el mantenimiento de la Central Loma Campana II.

En el marco del Contrato de Provisión y Reparación, el Contrato de Servicios y el Contrato de Integración, a partir del 30 de marzo de 2020 GEPP, GEII e Y-GEN intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19.

En esas comunicaciones GEPP y GEII alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Servicios respectivamente, y que, por tanto, Y-GEN debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Y-GEN rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley y/o fuerza mayor bajo dichos contratos. Ello, entre otros motivos, por cuanto (i) la operación y mantenimiento de activos de generación de energía eléctrica fue considerada desde un primer momento como actividad excluida del aislamiento obligatorio; y (ii) las circunstancias invocadas por GEPP y GEII constituían un riesgo propio de su actividad.

Y-GEN indicó que GEPP y GEII no habían acreditado la afectación de sus obligaciones como lo exigen tanto el Contrato de Provisión y Reparación como el Contrato de Servicios ni que los eventos no pudieran ser evitados. Tampoco GEPP y GEII probaron las obligaciones de mitigación que estuvieron implementando.

Al día de la fecha, la Sociedad no ha recibido un reclamo cierto y cuantificado por mayores costos motivados en las comunicaciones indicadas precedentemente y considera que los reclamos son improcedentes.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

e) La Plata Cogeneración I

Con fecha 21 de diciembre 2018 la Sociedad celebró un Contrato de Provisión de Equipos con GE Global Parts and Products GmbH (“GEPP”) (“Contrato de Provisión y Reparación”), un Contrato de Servicio con General Electric International Inc. Suc. Arg. (“GESA”) (“Contrato de Servicios”) y un Contrato de Integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Servicios (“Contrato de Integración”), para el mantenimiento de la central La Plata Cogeneración I.

En el marco del Contrato de Provisión y Reparación, el Contrato de Servicios y el Contrato de Integración, a partir del 30 de marzo de 2020 GEPP, GESA y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19. En esas comunicaciones GEPP y GESA alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Provisión y Reparación y el Contrato de Servicios, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley y/o fuerza mayor bajo dichos contratos. Ello, entre otros motivos, por cuanto (i) la operación y mantenimiento de activos de generación de energía eléctrica fue considerada desde un primer momento como actividad excluida del aislamiento obligatorio; y (ii) las circunstancias invocadas por GEPP y GESA constituían un riesgo propio de su actividad.

La Sociedad indicó que GEPP y GESA no habían acreditado la afectación de sus obligaciones como lo exigen tanto el Contrato de Provisión y Reparación como el Contrato de Servicios ni que los eventos no pudieran ser evitados. Tampoco GEPP y GESA probaron las obligaciones de mitigación que estuvieran implementando.

Al día de la fecha, la Sociedad no ha recibido un reclamo cierto y cuantificado por mayores costos motivados en las comunicaciones indicadas precedentemente y considera que los reclamos son improcedentes.

f) La Plata Cogeneración II

El contrato de obra de la Central La Plata Cogeneración II se encuentra dividido en dos contratos. El contrato de montaje y construcción fue celebrado entre la Sociedad y A-Evangelista S.A. (“AESA”) el 16 de febrero 2018 (“Contrato de Obra”) y el contrato de provisión de equipos celebrado con GE Global Parts & Products GmbH (“GEPP”) el 29 de diciembre 2017 (“Contrato de Provisión”).

En el marco del Contrato de Obra, a partir del 23 de marzo del corriente AESA y la Sociedad intercambiaron comunicaciones relativas a los efectos que el COVID-19 respecto al cumplimiento del Contrato de Obra. Por su parte AESA alegó que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra e intentó trasladar un reclamo de cambio de ley del contratista GEPP, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad rechazó cualquier pretensión de invocar un cambio de ley y manifestó que AESA debía demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor bajo dicho contrato. Asimismo, la Sociedad manifestó que, en caso de configurarse un evento de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra, cada parte debía asumir sus propios costos.

Por su parte la Sociedad considera que las demoras en la habilitación comercial del proyecto son atribuibles al Contratista y que por lo tanto ese Contratista adeuda las penalidades pactadas contractualmente. El contrato en cuestión prevé que la habilitación comercial del proyecto debía haber sido alcanzada con fecha 29 de junio de 2020 y que en caso de demora no justificada se aplicará una multa de US$ 80.000 diarios.

Con fecha 30 diciembre de 2020, la Sociedad y AESA arribaron a un acuerdo por medio del cual las partes conciliaron todas las disputas pendientes entre si respecto a los reclamos derivados de la pandemia COVID-19, renunciado AESA a efectuar cualquier reclamo en relación con lo expuesto. A través de dicho acuerdo la Sociedad reconoció mayores costos

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

por un monto de aproximadamente 126,4 millones de pesos y US$ 0,8 millones, mientras que AESA reconoció multas contractuales por un monto de aproximadamente US$ 3,5 millones.

En el marco del Contrato de Provisión, a partir del 20 de marzo de 2020 la Sociedad y GEPP intercambiaron misivas relativas a los efectos del COVID-19 respecto de las obligaciones bajo dicho contrato. Por un lado, GEPP alegó que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de fuerza mayor bajo el Contrato de Provisión. Por su lado, la Sociedad rechazó que tales eventos pudieran configurar un evento de fuerza mayor y manifestó, entre otros argumentos, que GEPP debía demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor bajo el Contrato de Provisión.

Asimismo, en la misma fecha, la Sociedad y GEPP arribaron a un acuerdo por medio del cual las partes conciliaron todas las disputas pendientes entre si respecto a los reclamos derivados de la pandemia COVID-19, renunciado GEPP a efectuar cualquier reclamo en relación con lo expuesto.

Cabe agregar a su vez que, en el marco del Contrato de Demanda Mayorista celebrado entre la Sociedad y CAMMESA el 19 de diciembre de 2017 de conformidad con la Resolución S.E.E. N° 287-E/2017 y S.E.E. N° 926-E/2017 (“PPA La Plata Cogeneración II”), el 27 de marzo del corriente la Sociedad notificó a CAMMESA sobre eventuales retrasos en los plazos programados de ejecución de obra causados como consecuencia de la emergencia sanitaria y epidemiológica derivada de la pandemia del COVID-19, solicitando la consecuente extensión del plazo de habilitación comercial bajo el PPA La Plata Cogeneración II.

En virtud de ello, con fecha 6 de abril, CAMMESA replicó que bajo los términos y condiciones del PPA La Plata Cogeneración II los alcances y el efecto de la fuerza mayor serán de aplicación únicamente a partir de la entrada en vigencia de dicho acuerdo, es decir, luego de la habilitación comercial, la cual se produjo finalmente el 27 de octubre de 2020.

No obstante tal como se menciona en la Nota 30, con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente las intimaciones por incumplimientos de las Fechas Programadas de Avance de Obra – según se lo define en el PPA La Plata Cogeneración II – tanto respecto del incremento de la garantía de cumplimiento del contrato como de la imposición de multas, por el período comprendido entre el 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre del mismo año. Es de destacar que el proyecto alcanzó la habilitación comercial con fecha 10 de octubre de 2020 para su funcionamiento con gas, mientras que el 27 de octubre del mismo año se habilitó para su funcionamiento con gas oil como combustible alternativo y que, por lo tanto, se cumplieron los plazos previstos bajo el PPA La Plata Cogeneración II, conforme dichos plazos fueron prorrogados.

g) Central Térmica Manantiales Behr

Con fecha 28 de diciembre del 2018, la Sociedad celebró un Equipment and Supply Agreement con Wärstsilla Projects Oy (“Wartsila Oy”) (“Contrato de Provisión”), unc Contrato de Montaje y Puesta en Marcha de Central Térmica Manantiales Behr con Wartsila Argentina S.A. (“Wartsila Arg.”) (“Contrato de Obra”) y un contrato de integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Provisión y el Contrato de Obra (“Contrato de Integración”).

En el marco del Contrato de Obra , el Contrato de Provisión y el Contrato de Integración, a partir del 13 de marzo de 2020 Wartsila Oy, Wartsila Arg. y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID19.

En esas comunicaciones Wartsila Oy y Wartsila Arg. alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento fuerza mayor bajo el Contrato de Provisión y el Contrato de Obra respectivamente, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad manifestó, entre otros argumentos, que Wartsila Oy y Wartsila Arg. debían demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor bajo dichos contratos. La Sociedad manifestó que, en caso de configurarse un evento de fuerza mayor, cada parte debía asumir sus propios costos.

Al día de la fecha, Wartsila Arg. mantiene un reclamo de mayores costos por mayor permanencia como consecuencia de la situación en torno al COVID-19 que la Sociedad no ha aceptado y que Wartsila Arg. no ha cuantificado aún.

Por otro lado, informamos que, en el marco del contrato de compraventa de energía eléctrica celebrado con YPF S.A., se le ha notificado sobre la existencia de un evento de fuerza mayor como consecuencia de la crisis sanitaria derivada de la pandemia del coronavirus y que, debido a ello, la fecha programada para la habilitación comercial la central se vería afectada.

Al día de la fecha la gerencia de la Sociedad no puede estimar el impacto en los estados financieros de la situación descripta previamente.

h) Parque Eólico Cañadón León

Con fecha 27 de febrero 2019 Luz del León S.A. (“LDL”) celebró un contrato para el Montaje y Puesta en Marcha del Parque Eólico Cañadón León y Servicios con General Electric International Inc. Suc. Arg. (“GESA”) (“Contrato de Obra”), un contrato para la Provisión de Equipos con GE Wind Energy GmbH (“GEWE”) (“Contrato de Provisión”) y un contrato de integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión (“Contrato de Integración”).

En el marco del Contrato de Obra, el Contrato de Provisión y el Contrato de Integración, a partir del 20 de marzo de 2020 GESA, GEWE y LDL intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19.

En esas comunicaciones GESA y GEWE alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión respectivamente, y que, por tanto, LDL debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, LDL rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley bajo los respectivos contratos y manifestó, entre otros argumentos, que GESA y GEWE debían demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor bajo sus respectivos contratos. LDL manifestó que en caso de configurarse un evento de fuerza mayor cada parte debía asumir sus propios costos.

Con fecha 7 de octubre de 2020 GESA remitió a LDL una intimación para iniciar negociaciones a efectos de resolver la disputa en torno a los mayores costos provocados por la pandemia del COVID-19. En esa misiva GESA estimó sus sobrecostos derivados de la pandemia COVID-19 en la suma de aproximadamente US$ 6 millones. Asimismo, efectuó un reclamo de mayores costos por cuestiones de clima de aproximadamente US$ 3,6 millones. Adicionalmente, GESA solicitó que LDL iniciara negociaciones por el plazo de 60 días bajo apercibimiento de suspender los trabajos y eventualmente resolver el contrato. La Gerencia del Grupo considera que la intimación efectuada por GESA resulta completamente infundada e improcedente, en primer lugar por cuanto -aún de considerar la pandemia como un evento de Cambio de Ley, circunstancia que LDL niega categóricamente- GESA no ha dado cumplimiento a ninguno de los requerimientos contractuales a efectos de elevar dicho reclamo (surge claramente de su comunicación en la cual GESA no logra siquiera intimar al pago de un monto cierto y determinado), (ii) no existe incumplimiento del Comitente en tanto la aprobación o rechazo de una Orden de Cambio de ninguna manera puede configurar un incumplimiento del Contrato, (iii) el rechazo a una Orden de cambio no se encuentra listado entre los eventos taxativos que permiten la resolución contractual bajo el art. 34.7, dando eventualmente lugar exclusivamente al procedimiento de resolución de disputas, y (iv) el Contrato expresamente prevé que el sometimiento de una controversia por cualquiera de las Partes a los procedimientos de resolución de disputas no dará derecho a las Partes a suspender el cumplimiento de las prestaciones a su cargo.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Con fecha 9 de noviembre de 2020 GESA remitió a LDL una nueva notificación ratificando su postura de continuar en la búsqueda de una solución común en torno al reconocimiento de los mayores costos provocados como consecuencia de la pandemia del COVID-19, cuestiones de clima y demás reclamos pendientes en relación al proyecto. Cabe destacar que en dicha notificación GE estimó un sobrecosto por las cuestiones enumeradas por un monto aproximado de US$ 32 millones, reservándose el derecho de ampliarlo, así como también ampliar los plazos y alcances de los Contratos. Esta comunicación fue contestada por LDL en los términos explicados anteriormente.

Con fecha 8 de enero de 2021 del corriente, GESA notificó a LDL la resolución del Contrato de Obra por supuesto incumplimiento esencial y deliberado del Contrato de Obra por parte de LDL derivado de la no aprobación de ciertas órdenes de cambio en relación al reconocimiento de los mayores costos provocados como consecuencia de la pandemia del COVID-19, cuestiones de clima y demás reclamos pendientes en torno al proyecto. En esta oportunidad, GESA estimó que los mayores costos provocados por la pandemia del COVID-19 ascendían a un monto aproximado de U$S 12.760.000.

Ante esta notificación, LDL nuevamente sostiene su postura en relación a dichos reclamos conforme a los fundamentos detallados previamente. Por lo expuesto, LDL intimó a GESA a retractarse de la notificación de resolución cursada, siendo aquella incausada, abusiva, infundada y contraria a derecho, y, asimismo, intimó a que GESA proceda a continuar con la ejecución de los trabajos para completar la obra en un todo de acuerdo con lo previsto en el Contrato de Obra, bajo apercibimiento de hacerla responsable de todos los daños y perjuicios que dicha resolución pudiera causar a LDL.

Por su parte, GESA ratificó la resolución contractual notificada habiendo hecho efectiva la misma con fecha 25 de enero de 2021. Es importante destacar que si bien GESA ha ratificado la resolución sin causa, LDL acordó en forma transitoria que los subcontratistas de GESA continúen con la obra a fin de no afectar el cronograma vigente. Mientras tanto, LDL se encuentra en negociaciones con dichos subcontratistas para que continúen la obra hasta su total finalización.

Asimismo, sin perjuicio de mantener y ratificar la postura de LDL respecto a la falta de legitimidad de la resolución dispuesta, LDL ha acordado con GESA un contrato de servicios independiente que asegura la terminación mecánica de los aerogeneradores y se encuentra en tratativas finales para acordar con GESA los servicios de comisionado y puesta en marcha del parque.

Finalmente, cabe destacar que la situación descripta no generará consecuencias negativas bajo el contrato de financiamiento del proyecto en la medida en que se reemplace el contrato resuelto por GESA con otros contratos con subcontratistas que cubran el alcance necesario para la finalización de la obra en los plazos acordados con los acreedores financieros. A tal efecto, dichos acreedores establecieron un plazo, que vencerá el 1 de abril de 2021, para negociar y efectivizar el reemplazo de los contratos mencionados. Dicho plazo podrá ser renovado si lo consideraran necesario, de manera tal que LDL no incumpla con sus compromisos contractuales.

En el marco de los contratos de compraventa de energía eléctrica de fuente renovable celebrados, se les ha notificado a los tomadores de la energía sobre la existencia de un evento de fuerza mayor como consecuencia de la crisis sanitaria derivada de la pandemia del coronavirus y que, debido a ello, la fecha programada para la habilitación comercial del parque eólico se vería afectada. Con fecha 16 de octubre de 2020, LDL remitió a YPF S.A. una carta oferta en la cual propone modificar la fecha comprometida de habilitación comercial del proyecto, fijándose la misma para el 30 de abril de 2021 en línea con la fecha estimada para finalización del proyecto. Dicha oferta fue aceptada por YPF S.A. con fecha 29 de octubre de 2020.

Respecto a la porción correspondiente al Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable entre LDL y CAMMESA en fecha 23 de noviembre de 2018 (el “PPA Cañadón León”), LDL notificó con fecha 27 de marzo del corriente a CAMMESA sobre eventuales retrasos en los plazos programados de ejecución de obra causados por eventos de fuerza

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mayor como consecuencia de la emergencia sanitaria y epidemiología derivada de la pandemia del COVID-19, solicitando la consecuente extensión del plazo de habilitación comercial bajo el PPA Cañadón León.

En virtud de ello, CAMMESA solicitó que LDL presentara un informe pormenorizado de la afectación que los eventos informados producen sobre el camino crítico de la construcción del parque eólico, así como también adjuntar los elementos probatorios para acreditar la ocurrencia de dicho evento.

No obstante ello, tal como se menciona en la Nota 30.1, con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente las intimaciones por incumplimientos de las Fechas Programadas de Avance de Obra – según se lo define en el PPA Cañadón León– tanto respecto del incremento de la garantía de cumplimiento del contrato como de la imposición de multas, por el periodo comprendido entre el 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre del mismo año. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se prorrogaron los plazos dispuestos en la instrucción de fecha 10 de junio de 2020 hasta el 15 de noviembre de 2020. Por último, durante el mes de diciembre de 2020 se prorrogaron nuevamente los plazos hasta el 30 de diciembre de 2020. A los fines de acceder a esta nueva prórroga tanto LDL como los acreedores financieros renunciaron a cualquier reclamo que pudieran tener contra las autoridades de gobierno derivados del COVID-19 por el período comprendido entre el 12 de marzo de 2020 hasta el 30 de diciembre de 2020.

Finalmente, debido a las nuevas regulaciones cambiarias emitidas por el BCRA recientemente, LDL firmó un “Standstill Agreement” con sus acreedores financieros bajo el préstamo celebrado con United States International Development Finance Corporation (“DFC”) y BNP Paribas Fortis SA/NV (“BNP”), bajo el cual BNP ha desembolsado a la fecha la suma de US$ 80.467.995. De ese modo LDL no efectuó el pago de intereses programado para el 15 de septiembre de 2020 por una suma aproximada de US$ 1.353.941, habiéndose obtenido el waiver correspondiente por parte de BNP.

Finalmente, con fecha 12 de diciembre de 2020, LDL acordó una enmienda al préstamo mediante el cual el pago de intereses y capital estipulado para el mes de marzo de 2021 se lleve a cabo en septiembre de 2021.

Al día de la fecha la gerencia de la Sociedad no puede estimar el impacto en los estados financieros de la situación descripta previamente.

i) LAT 132kV Santa Cruz Norte Caleta Olivia

El Parque Eólico Cañadón León se conectará al Sistema Argentino de Distribución mediante la construcción de una línea de 132 kV y la ampliación de la Estación Transformadora Santa Cruz Norte – Caleta Olivia.

La obra para la ampliación de la Línea en 132kV Santa Cruz Norte Caleta-Olivia, ubicada en la provincia de Santa Cruz (la “Obra”), originariamente resultó adjudicada a la sociedad CPC S.A. bajo la Licitación Pública Nacional N°01/2017. Posteriormente, debido a los problemas económico-financieros de CPC S.A., está comunicó al Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (“CAF”) su imposibilidad de continuar con la obra y proponiendo la cesión del contrato en cuestión.

Con fecha 4 de abril de 2019 se produjo la cesión del contrato celebrado entre el CAF y CPC S.A. para la ejecución de la Obra celebrado el 30 de mayo de 2017, a la Sociedad con la finalidad de que esta última continúe con la ejecución de la Obra.

En razón de ello, con fecha 21 de mayo 2019 la Sociedad celebró un contrato de construcción y ampliación con la empresa TEL3 S.A. (“TEL3”) para la construcción de la Obra.

Con fecha 20 de marzo del corriente, TEL3 notificó a la Sociedad sobre la existencia de un evento de fuerza mayor ocasionado como consecuencia de la pandemia causada por el coronavirus y de las restricciones impuestas por la normativa nacional, provincial y municipal en consecuencia. Informando a su vez que por tales motivos la ejecución de las tareas en sitio y el cronograma de obra se verían impactados y que, en virtud de las exigencias sanitarias impartidas

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por las autoridades de gobierno, los costos contractualmente previstos se verían alterados, reclamando los mayores costos incurridos como consecuencia de aquello.

La Sociedad requirió que TEL3 cumpliera con los extremos necesarios requeridos por el contrato y la ley para la configuración de la fuerza mayor y la acreditación del impacto de los eventos invocados sobre las obligaciones de TEL3.

Con fecha 29 de enero de 2021, la Sociedad y TEL3 arribaron a un acuerdo por medio del cual las partes conciliaron todas las disputas pendientes entre si respecto a los reclamos derivados de la pandemia COVID-19, renunciado TEL3 a efectuar cualquier reclamo en relación con lo expuesto.

A partir del 24 de marzo de 2020 la Sociedad efectuó notificaciones a CAF sobre eventuales retrasos en los plazos programados de ejecución de obra causados por eventos de fuerza mayor como consecuencia de la emergencia sanitaria y epidemiología derivada de la pandemia del COVID-19. A la fecha la Sociedad no ha recibido respuesta por parte del CAF al respecto.

j) Parque Eólico Los Teros I

Con fecha 4 de julio 2018 la Sociedad celebró un contrato de montaje y puesta en marcha del parque eólico Los Teros I con General Electric International Inc. Sucursal Argentina (“GESA”) (“Contrato de Obra”), un contrato de Provisión de Equipos con GE Wind Energy Equipment Manufacturing Co., Ltd (“GEWE”) el 4 de julio de 2018 (“Contrato de Provisión”) y un contrato de integración celebrado con dichas sociedades con el fin de coordinar el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión (“Contrato de Integración”).

En el marco del Contrato de Obra, el Contrato de Provisión y el Contrato de Integración, a partir del 18 de marzo de 2020 GESA, GEWE y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19. En esas comunicaciones GESA y GEWE alegaron que la situación en torno al COVID-19 configuraría un evento de cambio de ley y/o de fuerza mayor bajo el Contrato de Obra y el Contrato de Provisión, y que, por tanto, la Sociedad debía soportar los mayores costos y plazos derivados de tal situación. Por su lado, la Sociedad rechazó que tales eventos pudieran configurar un cambio de ley bajo dichos contratos y manifestó, entre otros argumentos, que GESA y GEWE debían demostrar los extremos previstos contractual y legalmente para que tales circunstancias pudieran constituir un evento de fuerza mayor, manifestando, entre otros argumentos, que, en caso de configurarse un evento de fuerza mayor cada parte debía asumir sus propios costos. La Sociedad informó a GESA y GEWE que toda vez que estos se encuentran en mora en el cumplimiento de sus obligaciones sustanciales bajo sus respectivos contratos, no se encuentran facultadas para alegar la existencia de un evento de fuerza mayor o cambio de ley y que, por lo tanto, no podrán eximirse de su responsabilidad pese a existir un eventual caso fortuito o una imposibilidad de cumplimiento derivada de aquél.

Con fecha 2 de octubre de 2020 se alcanzó la Recepción Provisoria de la Obra, manteniendo las Partes diversos reclamos cruzados vinculados a los eventos que causaron la demora en la finalización de los trabajos en los plazos comprometidos. En tanto GESA considera que las demoras no le son imputables, la Sociedad entiende que las mismas resultan de la responsabilidad del Contratista y por tanto corresponde la aplicación de las penalidades dispuestas en el Contrato por el total de meses de demora del proyecto. Debemos destacar que la fecha establecida en los Contratos para alcanzar la Recepción Provisoria de la Obra eran las siguientes: 19 aerogeneradores el 13 de septiembre de 2019 y 13 aerogeneradores el 25 de octubre de 2019. Asimismo, los Contratos prevén las siguientes multas por demora en alcanzar la Recepción Provisoria de la Obra: (i) en el supuesto que CAMMESA imputara sanción a la Sociedad por la demora de Obra, US$ 500 por aerogenerador por día de demora durante los primeros 45 días y US$ 2.500 por aerogenerador por día de demora en lo sucesivo (ii) caso contrario US$ 2.500 por aerogenerador por día de demora a partir de los 60 días de atraso. A la fecha la Sociedad ha retenido pagos por la suma aproximada de US$ 11,6 millones a cuenta de dichas penalidades.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Por otro lado, y en relación a los tomadores de energía del Parque Eólico Los Teros, informamos que, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados, la Sociedad ha contractualizado el 100% de la energía a generar por el parque, a través de contratos de abastecimiento privados, denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A. (aproximadamente 25%) y con diversos usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 5 a 20 años.

Así, en el marco de la situación descripta precedentemente, la Sociedad ha enviado notificaciones a las contrapartes bajo los respectivos contratos de abastecimiento sobre la existencia de un evento de fuerza mayor como consecuencia de la crisis sanitaria derivada de la pandemia del coronavirus y se les ha informado que, debido a ello, la fecha programada para la habilitación comercial del parque eólico se vería afectada.

Con fecha 27 de marzo del corriente la Sociedad notificó a CAMMESA, en el marco de la prioridad de despacho asignada conforme la Resolución 281/2017, que, como consecuencia de dicha emergencia epidemiológica, el plazo comprometido para la habilitación comercial se vería afectado. A la fecha, la Sociedad no ha recibido respuesta por parte de CAMMESA.

Por último, tal como se menciona en la Nota 30.1, con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente las notificaciones referidas al incumplimiento de la Fecha Prevista de Habilitación Comercial (FPHC) de los proyectos con prioridad de despacho asignada en los términos de la Resolución 281/2017 y del cobro de los pagos previstos en el artículo 11 del anexo de la citada resolución, por el periodo comprendido entre el 12 de marzo al 12 de septiembre de 2020, manteniendo así la respectiva prioridad de despacho asignada. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se prorrogaron los plazos dispuestos en la instrucción de fecha 10 de junio de 2020 hasta el 15 de noviembre de 2020. A los fines de acceder a esta nueva prórroga la Sociedad renunció a cualquier reclamo que pudieran tener contra las autoridades de gobierno derivados del COVID-19 por el período comprendido entre el 12 de marzo de 2020 hasta el 15 de noviembre de 2020.

Es de destacar que el proyecto alcanzó la habilitación comercial de la totalidad del parque eólico con fecha 2 de octubre del año 2020. Por lo tanto, se cumplieron los plazos previstos en el marco de la prioridad de despacho asignada conforme la Resolución S.E.E. 281/2017, conforme dichos plazos fueron prorrogados.

k) Paque Eólico Los Teros II

La Sociedad ha celebrado un contrato de obra civil y electromecánica con Milicic S.A. (“Milicic”) el 5 de julio 2019 (“Contrato de Obra”) y el 6 de febrero 2020 un contrato para la provisión de equipos con GE Wind Energy GmbH (“GEWE”) (“Contrato de Provisión”) y en la misma fecha un contrato de Comisionamiento, Montaje y Puesta en Marcha del parque eólico los Teros II con General Electric International Inc. Sucursal Argentina (“GESA”) (“Contrato Montaje y Puesta en Marcha”).

En el marco del Contrato de Montaje y Puesta en Marcha y el Contrato de Provisión, a partir del 3 de abril de 2020 GESA, GEWE y la Sociedad intercambiaron varias comunicaciones relativas a los efectos del COVID-19.

La Sociedad tomó conocimiento de la declaración de fuerza mayor por parte de GEWE y GESA y declaró suspendidas las obligaciones de las Partes bajo los respectivos contratos, entre estas, las obligaciones de pagos del Contrato de Provisión con GEWE.

Asimismo, la Sociedad procedió a informar a GEWE el rechazo de las facturas emitidas por ésta por la suma total de US$ 29.613.241,67 toda vez que, por un lado, no le asistió el derecho a emitir tales facturas ya que las mismas fueron emitidas sin que la Sociedad haya realizado las pruebas correspondientes sobre los equipos vendidos y aprobado previamente los certificados de trabajo correspondientes para su emisión y, por el otro, debido a que, conforme lo indicado precedentemente, las obligaciones contractuales de las partes se encontraban suspendidas.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

GEWE rechazó luego la suspensión de las obligaciones contractuales y exigió el pago de las facturas rechazadas.

GEWE y GESA declararon la suspensión del cumplimiento de sus obligaciones bajo el Contrato de Provisión y el Contrato de Montaje y Puesta en Marcha respectivamente como consecuencia de un evento de fuerza mayor antes de la emisión de las facturas, por lo que a esa fecha las obligaciones de ambas partes ya se encontraban suspendidas.

Recién con fecha 24 de junio del 2020 y conjuntamente con una notificación de rescisión por supuesto incumplimiento de pago, GEWE confirmó que todos los equipos se encontraban listos para su entrega. Como consecuencia de dicha confirmación, la Sociedad entendió que los efectos de la fuerza mayor declarada habían cesado y procedió al pago de las facturas en cuestión y al pago bajo protesto de los intereses, requiriendo que todas obligaciones bajo los contratos sean reanudadas inmediatamente y los equipos sean entregados a la Sociedad conforme los términos del Contrato de Provisión y del Contrato de Montaje y Puesta en Marcha.

Con fecha 21 de agosto de 2020 las Partes arribaron a un acuerdo para el embarque y entrega en sitio de todos los equipos comprometidos bajo el Contrato y fijando nuevas fechas de recepción provisoria de obra según el siguiente detalle: (i) 4 aerogeneradores el 15 de marzo de 2021, (ii) 3 aerogeneradores adicionales a los 4 primeros el 31 de marzo de 2021 y (iii) 6 aerogeneradores adicionales a los 7 primeros el 13 de abril de 2021. En dicho acuerdo quedaron saldados los mayores costos reclamados por GEWE causados por el diferimiento de la entrega de los equipos y la Sociedad se comprometió a negociar de buena fe los impactos que el mismo hubiera causado a GESA bajo el Contrato Onshore. Corresponde aclarar que GESA reclama mayores costos por suspensión del Contrato Onshore en torno a la disputa indicada más arriba por una suma aproximada de US$ 2,4 millones, los cuáles han sido rechazados en su totalidad por la Sociedad por los argumentos ya descriptos anteriormente.

Por otro lado, con fecha 20 de marzo de 2020 Milicic informó a la Sociedad bajo el Contrato de Obra sobre la existencia de un evento de fuerza mayor como consecuencia de la pandemia ocasionada por el COVID-19. La Sociedad respondió a tal notificación requiriendo a Milicic que acreditara los extremos exigidos contractual y legalmente para la configuración de un evento de fuerza mayor.

A su vez, con fecha 15 de enero de 2020, la Sociedad celebró un contrato para la ampliación del campo 8 del Parque Eólico Los Teros II (el “Contrato de Ampliación”) con Capitanich Construcciones S.A. (“Capitanich”). En virtud de aquél, con fecha 27 de marzo de 2020 Capitanich notificó a la Sociedad sobre la existencia de un evento de fuerza mayor causado por las imposiciones dispuestas por el Decreto de Necesidad y Urgencia 297/2020. Ante tal circunstancia, la Sociedad cursó respuesta en fecha 30 de marzo de 2020, manifestando a Capitanich que debía acreditar los extremos exigidos por la ley aplicable y el Contrato de Ampliación para la configuración del evento de fuerza mayor. Asimismo, se le informó que en la medida en que dichos extremos sean probados, se reconocería la extensión de plazo mas no el traslado de los mayores costos. Al día de la fecha, la Sociedad no ha recibido un reclamo cierto y cuantificado por mayores costos motivados en las comunicaciones indicadas precedentemente y considera que los reclamos son improcedentes.

Con fecha 4 de diciembre de 2020, Capitanich inició demanda contra Ges Argentina S.A., desistiendo en su demanda de iniciar acciones contra la Sociedad.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, la Sociedad ha contractualizado aproximadamente el 85% de la energía a generar por el parque, a través de contratos de abastecimiento denominados en dólares estadounidenses, con YPF S.A. (aproximadamente 56%) y con diversos usuarios industriales del sector privado, con plazos que van de 10 a 15 años.

En razón de ello, en el marco de los contratos de compraventa de energía eléctrica de fuente renovable celebrados, la Sociedad ha notificado a sus contrapartes sobre la existencia de un evento de fuerza mayor como consecuencia de la

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crisis sanitaria derivada de la pandemia del coronavirus y que, debido a ello, la fecha programada para la habilitación comercial del parque eólico se vería afectada.

Con fecha 27 de marzo de 2020 la Sociedad notificó a CAMMESA en el marco de la prioridad de despacho asignada conforme la Resolución 281/2017, que, como consecuencia de dicha emergencia epidemiológica, el plazo comprometido para la habilitación comercial se verá afectado.

Con fecha 10 de junio de 2020, la Secretaría de Energía instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente las notificaciones referidas al incumplimiento de la Fecha Prevista de Habilitación Comercial (FPHC) de los proyectos con prioridad de despacho asignada en los términos de la Resolución 281/2017 y del cobro de los pagos previstos en el artículo 11 del anexo de la citada resolución, por el periodo comprendido entre el 12 de marzo al 12 de septiembre de 2020, manteniendo así la respectiva prioridad de despacho asignada. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se prorrogaron los plazos dispuestos en la instrucción de fecha 10 de junio de 2020 hasta el 15 de noviembre de 2020. Por último, durante el mes de diciembre de 2020 se prorrogaron nuevamente los plazos hasta el 30 de diciembre de 2020. A los fines de acceder a esta nueva prórroga la Sociedad renunció a cualquier reclamo que pudieran tener contra las autoridades de gobierno derivados del COVID-19 por el período comprendido entre el 12 de marzo de 2020 hasta el 30 de diciembre de 2020.

Al día de la fecha la gerencia de la Sociedad no puede estimar el impacto en los estados financieros de la situación descripta previamente.

30. MARCO REGULATORIO

30.1 Marco Regulatorio de la industria eléctrica

La Ley Nº 24.065, sancionada en 1992 y reglamentada por el Decreto N° 1398/92, ha establecido el marco regulatorio básico del sector eléctrico vigente (el “Marco Regulatorio”). Dicho Marco Regulatorio se encuentra complementado por las normas que dicta la SE para la generación y comercialización de energía eléctrica, entre las que se incluye la Resolución ex SEE N° 61/92 “Los Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el cálculo de Precios” junto con sus resoluciones modificatorias y complementarias.

El ENRE es el organismo de regulación, fiscalización y control de la industria de la energía eléctrica y, en esa calidad, es el responsable de hacer cumplir la Ley Nº 24.065.

El despacho técnico, la programación y la organización económica del SADI y del MEM es responsabilidad de CAMMESA, quien actúa, asimismo, como entidad recaudadora de todos los agentes del MEM.

Hacia fines del año 2015 se publica el Decreto 134/2015 por el cual, dada la situación actual del sistema eléctrico argentino, el PEN declara la Emergencia del Sector Eléctrico Nacional. Este decreto instruye al MEM a elaborar y poner en vigencia un plan de acción en relación a los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica con el fin de adecuar la calidad y seguridad del suministro eléctrico y garantizar la prestación del servicio público de electricidad en condiciones técnicas y económicas adecuadas.

Entre las principales resoluciones del sector que se fueron publicando es importante destacar las que se mencionan a continuación, tomando en consideración el negocio de generación del Grupo.

• Resolución SE N° 95/2013 : dispone un nuevo esquema de remuneraciones basado en: a) remuneración de los costos fijos, b) remuneración de los costos variables no combustibles, c) remuneración adicional directa y d) remuneración adicional indirecta, la cual será destinada a conformar un fideicomiso para el desarrollo de obras de infraestructura de energía eléctrica. Para acceder a dichas remuneraciones es necesario aceptar los términos y condiciones establecidos por la norma. La Sociedad, se ha acogido al presente régimen, con fecha 17 de octubre de 2013 y en

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forma retroactiva al 1° de febrero de 2013. Entre otras cuestiones establecidas por la presente resolución, debe destacarse que la misma estableció que desde la fecha de entrada en vigencia de esta resolución quedó suspendida, hasta tanto la SE disponga lo contrario, la celebración de nuevos contratos y/o la renovación de contratos existentes entre generadores y grandes usuarios (con excepción de los contratos enmarcados en la Resolución SE N° 1281/2006 “Energía Plus” y la Resolución SE N° 220/2007 entre otros). Asimismo dispone que a partir de la fecha de vencimiento de los contratos existentes los grandes usuarios pasarán a realizar sus compras de energía a través del organismo encargado del despacho (CAMMESA).

• Resolución SE N° 529/2014 : la presente resolución reemplaza el esquema de remuneraciones contemplado en la Resolución SE N° 95/2013, incrementando el cuadro tarifario de los cuatro conceptos remunerativos allí establecidos. En lo referido específicamente a Costos Fijos establece un aumento relacionado a la disponibilidad de cada Agente Generador. Incorpora asimismo un nuevo esquema de remuneración de los Mantenimientos no Recurrentes cuyo objetivo es el financiamiento de mantenimientos mayores sujetos a aprobación de la SE. Lo definido en la presente resolución es de aplicación retroactiva a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2014 para aquellos generadores que hayan adherido a la Resolución SE N° 95/2013, como es el caso de la Sociedad.

• Resolución SE N° 482/2015 : la presente resolución define ajustes en el esquema de remuneraciones contemplado en la Resolución SE N° 529/2014, incrementando el cuadro tarifario de los cinco conceptos remunerativos allí establecidos. Asimismo, incorpora un nuevo esquema de aportes específicos denominado “Recursos para Inversiones del FONINVEMEM 2015-2018” a asignarse a aquellos generadores participantes de los proyectos de inversión aprobados o a aprobarse por la SE y establece un nuevo esquema de incentivos a la Producción de Energía y la Eficiencia Operativa para los agentes generadores comprendidos. Lo definido en la presente resolución es de aplicación retroactiva a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2015 para aquellos generadores que hayan adherido a la Resolución SE N° 95/2013, como es el caso de la Sociedad.

• Resolución SEE Nº21/2016 : convoca a los agentes generadores, autogeneradores y cogeneradores interesados a ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada, con el compromiso de estar disponible en el MEM durante los períodos verano (2016/2017 y 2017/2018) y el período invernal del año 2017.

• Resolución de la SEE Nº 22/2016 : de fecha 30 de marzo de 2016, a través de esta Resolución, la SEE modificó la Resolución SE N° 482/2015 y ajustó los componentes de la remuneración que reciben los agentes generadores que hayan adherido a la Resolución SE Nº 95/2013, 529/14 y 482/2015. La resolución modifica los componentes remunerativos de las transacciones económicas con retroactividad a febrero de 2016.

• Resolución SEE 19/2017 : de fecha 2 de febrero de 2017, establece que los Agentes del MEM podrán declarar Ofertas de Disponibilidad Garantizada para suscribir Compromisos de disponibilidad garantizada (CoDiG), por la potencia y energía de las unidades generadoras instaladas, de acuerdo a lo establecido en la presente Resolución. La potencia que pueda ser objeto de Ofertas de Disponibilidad Garantizada será remunerada en función a un pago por potencia disponible mensual subdividida en una potencia disponible real, una potencia garantizada ofrecida, y una potencia asignada; y otro por energía generada y operada. Las remuneraciones serán calculadas en dólares estadounidenses convertibles a pesos argentinos al tipo de cambio correspondiente al último día hábil del mes al que corresponde la operación, y las Liquidaciones de Venta poseerán fecha de vencimiento. Adicionalmente, en referencia al pago de las transacciones económicas, la SEE posteriormente estableció que se deberán ajustar los montos del documento comercial emitido considerando el tipo de cambio del día anterior a la fecha de vencimiento. Asimismo, se establece un mecanismo de Incentivos a la Eficiencia Operativa para centrales térmicas en función del cumplimiento de objetivos de consumo de combustibles.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

• Resolución SEE N°287-E/2017: convocatoria abierta a interesados para incorporar nueva generación de energía eléctrica eficiente mediante el Cierre de Ciclos Abiertos y Cogeneración, donde se presentaron 40 ofertas por más de 3.300 MW de potencia.

• Resolución SEE N°820-E/2017: se adjudicaron 3 proyectos de Cogeneración por un total de 506 MW correspondientes a la primera vuelta. Posteriormente, en octubre mediante la Res. 926/17 se adjudicaron 9 proyectos adicionales (1 Cogeneración + 8 Cierre de Ciclos) por un total de 1.304 MW correspondientes a la segunda vuelta.

• Resolución 1085-E/2017: publicada en noviembre 2017, establece que a partir de diciembre 2017 los costos asociados al Sistema de Transporte se distribuirán en función de la demanda, descontando los costos asignados a los generadores: Cargos de Conexión y Transformación. Los precios del Transporte se estabilizan para su pago por los Distribuidores y se calcularán en las Programaciones Estacionales y en las Reprogramaciones Trimestrales. Cada Distribuidora tendrá un precio estabilizado para el Transporte en Extra Alta Tensión y para Transporte por Distribución Troncal.

• Disposición 1-E/2018: de enero 2018, por medio de la cual se establecen modificaciones en el mecanismo de asignación de prioridad de despacho y se define que los proyectos que hayan emitido las órdenes de compra de la totalidad de los equipos electromecánicos antes de la publicación de la Res. 281/17 tendrán prioridad de despacho.

• Resolución 46-E/2018 : se establecen nuevos precios máximos en el PUNTO DE INGRESO AL SISTEMA DE TRANSPORTE (PIST) para el gas natural, para cada cuenca de origen, que serán de aplicación para la valorización de los volúmenes de gas natural con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) o, en general, destinada a la provisión del servicio público de distribución de electricidad, Precio promedio máximo 4,2 US$/MMBtu.

• Resolución 70-SGE/2018: Con fecha 7 de noviembre de 2018 se publicó en el BO la Resolución SGE N° 70/2018, modificatoria de la Resolución N° 95/2013 de la ex Secretaría de Energía, por la que se facultaba a los Agentes Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores del MEM a contratar el abastecimiento de combustible propio para la generación de energía eléctrica. Además, la Resolución establecía que los costos de generación con combustible propio se valorizarían de acuerdo con el mecanismo de reconocimiento de los Costos Variables de Producción reconocidos por CAMMESA.

• Resolución 25-SGE/2018: se instruye a IEASA a vender a CAMMESA los combustibles que ésta requiera para el abastecimiento de su demanda, al costo de adquisición y comercialización de dichos combustibles, declarando a CAMMESA tales costos en las mismas fechas en que los generadores deben presentar la declaración de Costos Variables de Producción.

• Resolución MDP 12/2019: Con fecha 27 de diciembre de 2019, mediante la publicación en el BO de la Resolución N° 12/2019 del Ministerio de Desarrollo Productivo se derogó a partir del 30 de diciembre de 2019 la Resolución SGE N° 70/2018 previamente mencionada. La cual a su vez restituye la vigencia del Artículo 8° de la Resolución N°95 de fecha 22 de marzo de 2013 de la ex Secretaría de Energía y la vigencia del Artículo 4° de la Resolución N°529 de fecha 20 de mayo de 2014 de la ex Secretaría de Energía del ex Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.

• Resolución 1-SRRyME/2019: Con fecha 28 de febrero de 2019, con el objeto de asegurar la sustentabilidad del Mercado Eléctrico Mayorista, la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico emitió la Resolución N° 1/2019 a través de la cual adaptaron los criterios de remuneración establecidos en la Resolución 19/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica, a condiciones económicamente razonables, eficientes y que sean asignables y/o trasladables a la demanda.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Al igual que la Resolución N° 19/2017, la Resolución N° 1 fue de aplicación transitoria hasta tanto se definan e implementen gradualmente los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento del mercado eléctrico que sea autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda, y un funcionamiento técnico, económico y operativo que posibilite la integración de las diferentes tecnologías de generación para asegurar un sistema confiable y de mínimo costo.

La remuneración a los generadores térmicos habilitados se compone de un pago por potencia disponible mensual, otro por energía generada y otro por energía operada.

• a. Remuneración de Disponibilidad de Potencia

La remuneración de la disponibilidad de potencia se subdivide en un precio mínimo asociado a la Disponibilidad Real de Potencia (DRP) y un precio por potencia garantizada según cumplimiento de una potencia Garantizada Ofrecida (DIGO). La remuneración de potencia se afectará según sea el factor de uso del equipamiento de generación.

La remuneración de potencia DRP, estuvo en un rango de precio de 3.050 a 5.200 US$/MW-mes, según la tecnología puesta a disposición del sistema y la remuneración de potencia DIGO, fue de 7.000 US$/MW-mes para periodos de Verano e Invierno y 5.500 US$/MW para el resto del año.

• b. Remuneración Energía Generada

Para la generación de origen térmico convencional, se reconocería como máximo, por tipo de combustible consumido por cada unidad generadora, los costos variables no combustibles, fue de 4 US$/MW hora para los equipos que operan con Gas Natural, 7 US$/MW hora para Fuel Oil o Gas Oil, 10 US$/MW hora para Biocombustibles y de12 US$/MW hora para equipos con carbón mineral.

• c. Remuneración Energía Operada

Adicionalmente, los generadores recibirían una remuneración mensual por la Energía Operada, representada por la integración de las potencias horarias en el período, valorizada a 1,4 US$/MWh para cualquier tipo de combustible. El volumen horario de la Energía Operada debería corresponderse con el despacho óptimo para el cumplimiento de la energía y reservas asignadas.

Para una unidad generadora que haya declarado la opción de la gestión propia de combustibles para su generación, que al ser requerida no posea el combustible con el cual fue convocada para el despacho, perderá su orden en el despacho hasta que, en caso de ser necesario, CAMMESA le asigne combustible para su operación y, los conceptos de remuneración previamente detallados, quedarán afectados en un 50% de su valor.

La remuneración está nominada en dólares estadounidenses y se liquida al tipo de cambio de referencia del día anterior a la fecha de vencimiento.

 Resolución SE-MDP N° 31/2020: Con fecha 26 de febrero de 2020, la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 31/2020 que ajusta los criterios de remuneración para la generación no comprometida en cualquier tipo de contrato establecidos por la Resolución SRRyME 1/2019 previamente mencionada, a condiciones económicamente razonables, eficientes y que sean asignables y/o trasladables a la demanda.

Mediante esta resolución, se estableció que todos los conceptos sobre los que se remunera a los generadores incluidos se nominarán en pesos argentinos, y se actualizarán mensualmente en función del IPC (60%) y el IPIM (40%) publicados por el INDEC.

La remuneración de los generadores térmicos se compone de pagos por: (a) potencia, (b) energía generada y operada (asociada a la potencia rotante en cada hora), y (c) energía generada en horas de máximo requerimiento térmico.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

a. Potencia

La potencia se remunerará en función de la disponibilidad de potencia real (potencia base - solo para aquellos generadores que no pueden garantizar disponibilidad de potencia) o el cumplimiento de la potencia garantizada (DIGO), descontando los mantenimientos programados y valorizada a los siguientes precios según corresponda.

La remuneración de potencia base, se encuentra en un rango de precios que va de 100.650 a 171.600 AR$/MW-mes (47% menor a la de Res. 1/2019), según la tecnología y escala de la unidad puesta a disposición del sistema. Mientras que la remuneración de potencia DIGO, sería de 360.000 AR$/MW-mes para periodos de verano e invierno y 270.000 AR$/MW para el resto del año (-17% y 21% respecto a la Res.1/2019 respectivamente).

Esta remuneración se afectará según cual sea el factor de uso del equipamiento de generación.

b. Energía

Para la generación de origen térmico convencional, se reconocerá por tipo de combustible consumido, en concepto de costos variables no combustibles 240 AR$/MWh para los equipos que operan con Gas Natural, 420 AR$/MWh para Fuel Oil y Gas Oil, 600 AR$/MWh para Biocombustibles y 720 AR$/MWh para equipos con carbón mineral. En todos los casos se observa una reducción del 3% respecto de la Res.1/2019.

Adicionalmente, se reconoce una remuneración de 84 AR$/MWh (-3% % respecto a la Res.1/2019) por la potencia rotante en cada hora que se corresponde con el despacho óptimo. Al igual que para la energía generada con gas, fuel oil y gas oil, se observa una reducción de 3% de los precios.

Cuando una 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 energía generada y operada al 60% de la potencia neta instalada, independientemente de la energía entregada por la unidad de generación.

c. Energía generada en las horas de máximo requerimiento térmico

Se estableció una nueva remuneración por la potencia media efectivamente entregada (energía generada) en las horas de máximo requerimiento térmico. Durante verano e invierno, se pagará 1.800 AR$/MWh a la generación durante las primeras 25 horas de máximo requerimiento térmico y 900 AR$/MWh durante las siguientes 25. Durante el resto del año, se remunerará en 300 AR$/MWh la generación durante las primeras 25 horas de máximo requerimiento térmico.

La Resolución 31/2020 entró en vigencia y es de aplicación a partir de las transacciones económicas correspondientes a febrero de 2020.

Fuentes Renovables de Energía

• En el año 2006 se sancionó la Ley N° 26.190 que estableció un “Régimen de Fomento Nacional para el uso de fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica”, complementario del régimen establecido por la Ley N° 25.019 y sus normas reglamentarias, que ya había declarado de interés nacional a la generación eólica y solar.

• En octubre de 2015 se sancionó y publicó la Ley N° 27.191 que modificó la Ley N° 26.190. Las enmiendas de esta ley tienen por objeto establecer un marco legal que impulse las inversiones en materia de energías renovables y promueva la diversificación de la matriz energética nacional, ampliando el grado de participación de las fuentes renovables en el mercado eléctrico argentino. Adicionalmente, esta ley, entre otras cosas, obliga a los Grandes Usuarios a alcanzar una incorporación mínima del 8% de su energía eléctrica con energía proveniente de las fuentes renovables en 2018 y de 20% en 2025. La Ley fue reglamentada durante el año 2016 a través de Decreto PEN N° 53 que establece que quienes opten por cumplir mediante la contratación individual o mediante autogeneración o cogeneración, deberán manifestar en forma expresa su decisión ante la Autoridad de Aplicación

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

en la forma y en los plazos que ésta determine. Caso contrario, quedarán automáticamente incluidos en el mecanismo de compra conjunta que llevará adelante CAMMESA.

Entre las principales disposiciones de la Ley N° 27.191 y su reglamentación, se pueden destacar las siguientes:

• Podrán acceder al régimen de fomento los titulares de proyectos, incluidos los autogeneradores y cogeneradores (no fósil).

• Se creará un fondo fiduciario público denominado Fondo para el desarrollo de Energías Renovables, el cual estará constituido, entre otros bienes fideicomitidos, por recursos provenientes del Tesoro Nacional (no menos del 50% del ahorro en combustibles fósiles debido a la incorporación de fuentes renovables).

• Se aplicará un cargo específico a los usuarios para garantizar el cumplimiento de los contratos, en $/MWh, quedando exceptuados aquellos Grandes Usuarios (GU) que adquieran la energía renovable mediante contratos con un generador, comercializador o distribuidora (no CAMMESA) o por generación propia.

• Están alcanzados aquellos usuarios que cuenten con uno o múltiples puntos de demanda de energía eléctrica con medidores independientes, todos registrados con el mismo CUIT en el MEM o ante las distribuidoras, si en la sumatoria de todos los puntos de demanda alcancen o superen los 300 kW de potencia media contratada en el año calendario, aún en el caso de que, en todos o algunos de los puntos de demanda considerados individualmente, no alcancen este valor. La obligación rige como porcentaje (%) de la suma total de sus consumos.

• Al precio pactado de la energía renovable sólo se le trasladarán cargos de seguridad y calidad del sistema, no se trasladará sobrecosto transitorio de despacho (STD), adicional sobre costo transitorio de despacho (ad STD), sobre costo de combustible (SC), etc.

• Se puede cumplir mediante: Contratación individual, Autogeneración ó Cogeneración de fuentes renovables.

• El precio será definido por CAMMESA como prorrateo del monto total de los contratos y queda alcanzada por el límite de precio fijado en la Ley (113 US$/MWh).

• Resolución 281-E/2017 : en agosto 2017, mediante esta Resolución se reglamentó el Mercado a Término de Energía Renovable (MATER) para Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista, definiendo lineamientos para regular la autogeneración y los contratos de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, alcanzando a Grandes Usuarios con demanda media anual por punto de conexión superior a los 300 kW medios y a generadores, cogeneradores y autogeneradores que hayan tenido ingreso al MEM posteriormente a enero 2017.

Las principales definiciones de la reglamentación del MATER son:

• Establece prioridades de despacho y un mecanismo de asignación.

• Crea cargos de comercialización y administración para los Grandes Usuarios que decidan participar de la compra conjunta de CAMMESA.

• Establece que aquellos Grandes Usuarios que declaren la exclusión de las compras conjuntas de CAMMESA:

• Quedarán sujetos a la fiscalización del cumplimiento de la Ley N° 27.191.

• Dejarán de abonar la generación de fuente renovable adquirida por CAMMESA.

• Dejarán de abonar los cargos de Comercialización y de Administración.

• Tendrán descuentos en los cargos de capacidad.

• Establece que no se les requerirá respaldo de potencia a los contratos celebrados en el marco de este régimen.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

• Define que la exclusión de las compras conjuntas tendrá una duración mínima de 5 años contados desde la fecha de exclusión declarada.

• Permite asignar los contratos de renovables a demanda base o excedente.

• Define que los cargos de transporte y los de regulación primaria de frecuencia serán reconocidos y absorbidos por CAMMESA.

• Establece la metodología de fiscalización de cumplimiento y aplicación de sanciones por incumplimiento basadas en el costo de generación con Gas Oil.

 Suspensión temporaria de cómputo de plazos de ejecución de contratos

El 10 de Junio de 2020, la Secretaria de Energía a través de la Nota “NO-2020-37458730-APN-SE#MDP” instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente -del 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre de 2020- el cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos suscriptos en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), Resolución ex SE N° 712/2009, Resolución ex MEyM N° 202/2016 y de la Resolución Ex SEE N° 287/2017, y de los proyectos en el marco de la Resolución ex MEyM N° 281/2017, exclusivamente, para aquellos casos en los que no se haya alcanzado la habilitación comercial al inicio de la suspensión. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se emitió la Nota “NO-2020-60366379-APN-SSEE#MEC” que instruye a prorrogar los plazos mencionados previamente hasta el 15 de noviembre de 2020. Por último, durante el mes de diciembre de 2020, a través de las notas “NO-202090839644-APN-SE#MEC” y “NO-2020-88681913-APN-SE#MEC”, se prorrogaron nuevamente los plazos hasta el 30 de diciembre de 2020.

Consecuentemente, se suspende temporalmente el envío de intimaciones por incumplimientos en las fechas de habilitación comercial o hitos intermedios. Sin embargo, CAMMESA deberá realizar todos los actos y gestiones necesarias a los efectos de conservar la vigencia de los derechos que la asisten en el marco de los Contratos celebrados, pudiendo requerir en su caso la renovación de garantías y cualquier acción en resguardo de sus derechos, como también de los derechos de la Secretaría de Energía y del Estado Nacional.

30.2 Regulaciones del mercado de cambios

Con fecha 1º de septiembre de 2019 el Gobierno Argentino emitió el Decreto N° 609/2019 (“Decreto 609”), el cual establece ciertas restricciones al régimen de cambios. El Decreto 609 fue regulado por la Comunicación “A” 6770 del Banco Central de la República Argentina también emitido el 1º de septiembre de 2019, modificada y complementada por sucesivas Comunicaciones adicionales (conjuntamente la “Comunicación 6770”). Las restricciones temporales estarían vigentes hasta el 31 de diciembre de 2019 pero su vigencia fue posteriormente extendida.

La Comunicación 6770 regula los ingresos y los egresos en el mercado de cambios. Esta normativa mantiene la plena libertad para extraer dólares estadounidenses de las cuentas bancarias, tanto para personas físicas como jurídicas, y no introduce ninguna restricción a los viajes.

Adicionalmente, la medida establece que:

• se requerirá la previa conformidad del BCRA para el acceso al mercado local de cambios para el giro de utilidades y dividendos como así también para la formación de activos externos en el caso de las personas jurídicas.

• las nuevas deudas financieras con el exterior que se sean desembolsadas a partir del 1º de septiembre de 2019 deberán ser ingresadas y liquidadas en el mercado local de cambios.

• para los egresos, no hay restricciones para la compra de divisas para el comercio exterior.

• no hay restricciones para acceder al mercado de cambio para importación de bienes que se hagan de terceros.

• se requerirá la previa conformidad del BCRA para el acceso al mercado local de cambios para el pago de servicios con sociedades vinculadas del exterior.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Posteriormente, el 30 de abril de 2020 en su Comunicación “A” 7001, el BCRA estableció que en las operaciones que correspondan a egresos por el mercado de cambios, será necesario presentar una declaración jurada indicando que: (i) en los 30 días anteriores no se ha efectuado ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior, y (ii) se compromete a no realizar ventas de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior a partir del momento en que requiere el acceso y por los 30 días subsiguientes.

El 28 de mayo de 2020, el BCRA, mediante la Comunicación “A” 7030 (la “Comunicación 7030”), estableció requisitos adicionales para realizar egresos al mercado local de cambios tendientes a restringir el acceso a las personas jurídicas y personas humanas residentes que conserven activos externos líquidos disponibles, así como también medidas destinadas a limitar la compra de divisas destinadas al pago de importaciones y la extensión de los plazos previos y posteriores a la fecha de acceso al mercado, en caso de haber concertado venta de títulos valores con liquidación en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior.

Adicionalmente, la Comunicación 7030 incluyó una nueva obligación de ingresar y liquidar en caso de cobro en el exterior de fondos provenientes de préstamos otorgados a terceros, depósitos a plazo fijo o venta de cualquier activo constituidos a partir del 8 de mayo de 2020 y estableció el requisito de obtener previa conformidad del BCRA para acceder al mercado local de cambios en caso de cancelaciones de servicios de capital de endeudamientos con el exterior cuando el acreedor sea una contraparte vinculada al deudor.

El BCRA, a través de la Comunicación “A” 7106 de fecha 15 de septiembre de 2020 estableció nuevas restricciones para el acceso al mercado de cambios para (i) la cancelación de endeudamientos financieros con el exterior y de emisiones locales de títulos de deuda denominadas en moneda extranjera; (ii) operaciones con títulos valores; y (iii) pagos al exterior por el uso de tarjetas de crédito, débito o prepagas para personas humanas residentes.

Por su parte, la CNV y la AFIP, a través de la Resolución General N[o ] 856/2020 y de la Resolución General N[o ] 4815/2020, respectivamente, dictaron normas complementarias en línea con lo dispuesto por la Comunicación 7106.

Posteriormente, a través de la Comunicación “A” 7142 de fecha 19 de octubre de 2020 (la “Comunicación 7142”) y la CNV a través de la Resolución General No 862/2020 (la “Resolución 862”) establecieron nuevas normas tendientes a flexibilizar las operaciones con valores negociables.

Al respecto, se establecieron las siguientes restricciones:

 Cancelación de endeudamientos financieros con el exterior y de emisiones locales de títulos de deuda denominadas en moneda extranjera

La Comunicación 7106 dispuso que quienes registren vencimientos de capital programados entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de marzo de 2021 por (i) endeudamientos financieros con el exterior del sector privado no financiero con un acreedor que no sea una contraparte vinculada del deudor o por operaciones propias de las entidades; y (ii) emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominados en moneda extranjera de clientes del sector privado o de las propias entidades, deberán presentar ante el BCRA un plan de refinanciación en base a los siguientes criterios:

(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;

(b) el resto del capital haya sido, como mínimo, refinanciado con un nuevo endeudamiento externo con una vida promedio de 2 años.

En el caso de una refinanciación otorgada por el acreedor original se admitirá el cómputo de nuevos endeudamientos financieros con el exterior otorgados por otros acreedores y que sean liquidados en el mercado de cambios. Mientras que en el caso de emisiones de títulos de deuda con registro público en el país en moneda extranjera se admitirá

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

también el cómputo de nuevas emisiones en la medida que la totalidad de los fondos obtenidos hayan sido liquidados en el mercado de cambios.

El plan de refinanciación de endeudamientos con vencimientos a registrarse hasta el 31 de diciembre de 2020 debía ser presentado ante el BCRA antes del 30 de septiembre de 2020. En el caso de endeudamientos con vencimientos a registrarse entre el 1[o] de enero de 2021 y el 31 de marzo de 2021, el plan de refinanciación deberá presentarse como mínimo 30 días corridos antes del vencimiento de capital a refinanciarse.

Lo indicado precedentemente no será de aplicación cuando: (i) se trate de endeudamientos con organismos internacionales o sus agencias asociadas o garantizados por los mismos; (ii) se trate de endeudamientos otorgados al deudor por agencias oficiales de créditos o garantizados por los mismos; (iii) el monto por el cual se accedería al mercado de cambios para la cancelación del capital de estos tipos de endeudamiento no superará el equivalente a US$ 1.000.000 por mes calendario.

Posteriormente, el BCRA, a través de la Comunicación “A” 7133 de fecha 9 de octubre de 2020 (la “Comunicación 7133”), estableció recaudos para la precancelación de deudas financieras con el exterior o títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera, estableciendo que:

• En los casos de precancelación de capital e intereses de deudas financieras con el exterior o títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera, en el marco de procesos de refinanciación de deuda se podrá dar acceso al mercado de cambios con una antelación de hasta 30 días corridos desde la fecha de vencimiento del capital e intereses, en la medida que: (i) el monto de intereses abonados no supera el monto de los intereses devengados por el endeudamiento refinanciado hasta la fecha en que se cerró la refinanciación, y (ii) el monto acumulado de los vencimientos de capital del nuevo endeudamiento no supere el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital de la deuda refinanciada.

• En los casos de precancelación de intereses de deudas financieras con el exterior o títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera, en el marco de canje de títulos de deuda, se podrá dar acceso al mercado de cambios con anterioridad a la fecha de vencimiento de dichos intereses, en la medida que: (i) el monto abonado antes del vencimiento corresponde a intereses devengados a la fecha de cierre del canje; (ii) la vida promedio de los nuevos títulos de deuda sea mayor a la vida promedio remanente del título canjeado; y (iii) el monto acumulado de los vencimientos de capital de los nuevos títulos en ningún momento supere el monto que hubieran acumulado los vencimientos de capital del título canjeado.

• Se considerará cumplimentado el esquema de refinanciación previsto en la Comunicación 7106 cuando el deudor acceda al mercado de cambios para cancelar capital por un monto superior al 40% del monto de capital que vencía, en la medida que el deudor registre liquidaciones en el mercado de cambios a partir del 9 de octubre de 2020 por un monto igual o superior al excedente sobre el 40%, en concepto de: a) endeudamientos financieros con el exterior; b) emisiones de títulos de deuda con registro público en el exterior; y c) emisiones de títulos de deuda con registro público en el país denominadas en moneda extranjera que hayan sido liquidadas a pesos en el mercado de cambio local.

Asimismo, la CNV a través de la Resolución General N°861/2020 del 8 de octubre de 2020, (i) modificó la normativa sobre colocación primaria de valores negociables a fin de permitir la emisión de nuevas obligaciones negociables, cuyo precio de suscripción se integre en especie con valores negociables (previamente colocados en forma privada u otros créditos preexistentes) hasta un porcentaje del monto de emisión de las nuevas obligaciones negociables; y (ii) reglamentó la refinanciación de deuda mediante canje.

Finalmente, Con fecha 25 de febrero de 2021, el BCRA emitió la Comunicación “A” 7230, prorrogando el punto 7 de la Comunicación 7106 para quienes registren vencimientos de capital programados entre el 1 de abril y el 31 de diciembre de 2021. El plan de refinanciación deberá presentarse al BCRA antes del 15 de marzo del 2021 para los vencimientos de

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

capital programados entre el 1° de abril y el 15 de abril de 2021. En los restantes casos, deberá presentarse como mínimo 30 días corridos antes del vencimiento de capital a refinanciarse.

Asimismo, a partir del 1° de abril de 2021, se eleva de US$1 millón a US$ 2 millones el monto por mes calendario por el cual el deudor accedería al mercado de cambios para la cancelación del capital de los endeudamientos comprendidos en el punto 7. de la Comunicación 7106.

Finalmente, la presentación del plan de restructuración no será necesaria para cancelar:

• Endeudamientos originados a partir del 1° de enero de 2020 y cuyos fondos hayan sido ingresados y liquidados

• en el mercado de cambios;

• Endeudamientos originados a partir del 1° de enero de 2020 y que constituyan refinanciaciones de vencimientos de capital posteriores a esa fecha, en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros del punto 7 de la Comunicación 7106.

• La porción remanente de vencimientos ya refinanciados en la medida que la refinanciación haya permitido alcanzar los parámetros que se establecen en dicho punto 7 Comunicación 7106.

A la fecha de emisión de los presentes Estados Financieros Consolidados, la Sociedad tiene dos financiamientos alcanzados por estas comunicaciones: (i) un préstamo financiero con Citibank N.A por un valor remanente de 30 millones de dólares con vencimiento el 5 de Marzo de 2021 (para el que ya se ha acordado con el banco la extensión del vencimiento del 60% del saldo hasta el 6 de marzo de 2023) y; (ii) ON Clase I por un valor remanente de 100 millones de dólares con vencimiento el 10 de Mayo de 2021.

Sin embargo, la Sociedad no anticipa impactos negativos por la prórroga de esta última comunicación.

 Operaciones con títulos valores

Complementariamente a lo dispuesto por la Comunicación 7106, la CNV a través de la Resolución 856 dispuso una serie de medidas relativas a los plazos de permanencia existentes para la liquidación de valores negociables tanto para personas humanas como jurídicas.

En este sentido, a través de los dispuesto en la Resolución 856 y la Comunicación 7106, posteriormente modificadas por la Resolución 862 y la Comunicación 7142 respectivamente, se modificaron los plazos de permanencia para dar curso a operaciones de compra, transferencia y venta de valores negociables (dólar MEP o dólar cable) de acuerdo a lo detallado en dichas normas.

En relación con los vencimientos a producirse en enero y marzo de 2021, la Sociedad ha cancelado las obligaciones con sus acreedores financieros.

30.3 Otras regulaciones

• Marco Normativo CNV (N.T. 2013)

Mediante Resolución N° 622/2013 de fecha 5 de septiembre de 2013, la CNV aprobó las NORMAS (N.T. 2013) aplicables a las sociedades sometidas al control de dicho organismo, en virtud de lo dispuesto por la Ley de Mercado de Capitales Nº 26.831, y el Decreto Reglamentario Nº 1.023 de fecha 1º de agosto de 2013. Dicha Resolución deroga las anteriores normas de la CNV (N.T. 2001 y modificatorias.) y las Resoluciones Generales Nº 615/2013 y Nº 621/2013, a partir de la entrada en vigencia de las NORMAS (N.T. 2013).

De acuerdo a lo estipulado en el artículo 1°, Capítulo III, Título IV de la Resolución General, a continuación se detallan las notas a los estados financieros consolidados correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, que exponen la información solicitada por la Resolución en formato de Anexos.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Anexo A – Bienes de uso	Nota 9 Propiedades,plantayequipo
Anexo B – Activos intangibles	Nota 8 Activos Intangibles
Anexo C – Inversiones en acciones	Nota 11 Inversiones en negocios conjuntos
Anexo D – Otras inversiones	Nota 6 Instrumentos financierospor categoría
Anexo E – Previsiones	Nota 12 Otros créditos
Anexo G – Activosy pasivos en moneda extranjera	Nota 26 Activosy pasivos en monedas distintas alpeso argentino

31. REFORMA TRIBUTARIA

El 29 de diciembre de 2017 se publicaron en el Boletín Oficial las leyes N° 27.430 y 27.432 introduciendo importantes modificaciones en diversos impuestos. Asimismo, con fecha 23 de diciembre de 2019 se publicó en el Boletín Oficial la ley N° 27.541 modificando algunos aspectos de las previamente mencionadas:

• Impuesto a las ganancias

 Alícuota corporativa del impuesto y retenciones a los dividendos

Mediante la Ley N° 27.430 se estableció la disminución de la alícuota general del impuesto a las ganancias para las sociedades de capital pasando del 35% al 30% para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2019 inclusive, y sería reducida al 25% para los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2020 en adelante.

Asimismo se estableció una retención a los dividendos para personas físicas y beneficiarios del exterior que sería del 7% para las ganancias de los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2019 inclusive, y del 13% para las ganancias de los ejercicios iniciados a partir del 1° de enero de 2020 en adelante.

Finalmente, se eliminó el impuesto de igualación (retención del 35% aplicable a los dividendos distribuidos en exceso de los ingresos acumulados sujetos a impuesto) para los ingresos devengados a partir del 1° de enero de 2018.

La ley N° 27.541 estableció la suspensión de la reducción de la tasa al 25% para los ejercicios que se iniciaron a partir del 1° de enero de 2020 y la consiguiente suba de la retención a los dividendos al 13%.

 Impuesto especial- Revalúo impositivo Ley N° 27.430

Dicha Ley establece la posibilidad de realizar un revalúo impositivo de las propiedades, plantas y equipos de acuerdo a los mecanismos previstos en la misma.

La Sociedad oportunamente implementó el revalúo impositivo.

 Ganancias de capital para los beneficiarios del exterior

La Ley 27.430 establece una retención del 15% sobre las ganancias de capital provenientes de la disposición de acciones u otros valores similares (calculado sobre ganancia neta real o ganancia neta presunta equivalente al 90% del precio de venta). La ley establece una exención aplicable a los beneficiarios del exterior que realicen ventas de acciones con cotización bajo la supervisión de la CNV. Asimismo se establece una exención para los intereses y resultados de venta de bonos públicos, ON y ADRs. Dichas exenciones solo aplicarán para beneficiarios del exterior no residentes y cuyos fondos no provengan de jurisdicciones no cooperantes. Finalmente dicha exención no aplica para los beneficios provenientes de los títulos conocidos como Lebacs.

En el caso de los ADRs, la ley define que la fuente de los mismos está dada por la residencia del emisor de las respectivas acciones.

 Transferencias indirectas realizadas por los Beneficiarios del Exterior

La Ley 27.430 establece un impuesto sobre la venta indirecta de activos localizados en Argentina. En particular el impuesto gravará las ventas o transferencias que realicen sujetos del exterior que poseen una sociedad también en el

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

exterior propietaria de activos en el país; cuando dichos activos sean significativos, es decir que se cumplan las siguientes condiciones: (i) al menos el 30% del valor de las acciones de la sociedad extranjera proviene de activos localizados en Argentina; y (ii) la participación transferida represente al menos el 10% del patrimonio de la sociedad del exterior.

La alícuota a aplicar será del 15% (calculada sobre ganancia neta real o ganancia neta presunta equivalente al 90% del precio de venta) en la proporción correspondiente a los activos argentinos.

 Otras modificaciones

Se reemplaza las normas de transparencia fiscal cubriendo situaciones más amplias e introduce la figura de dividendos presuntos. Asimismo, se ratifica la gravabilidad de las ventas de acciones de sociedades argentinas realizadas por no residentes a partir de la vigencia de la Ley N° 26.983, aunque establece la imposición de los resultados en los casos de ventas efectuadas a través de bolsas o mercados similares, cuando el agente de bolsa no efectuó la retención del impuesto.

 Impuesto a los débitos y créditos bancarios

El Poder Ejecutivo Nacional podrá disponer el porcentaje de impuesto a computar como pago a cuenta del impuesto a las ganancias, que se ampliará progresivamente en hasta un 20% por año a partir del 1° de enero de 2018, pudiendo establecerse que, en el año 2022, se compute íntegramente este impuesto como pago a cuenta del impuesto a las ganancias.

 Impuesto al valor agregado

Se establece un sistema de reintegro del impuesto abonado por inversiones en bienes de uso, sujeto a la generación futura de débito fiscal, a efectos de reducir el costo financiero generado por la acumulación de créditos fiscales de nuevas inversiones.

 Seguridad social

Existirá un mínimo de salario mensual exento de contribuciones patronales mientras que la tasa de las mismas se unificará en torno al 19,5%, aunque eliminándose los créditos fiscales de IVA por empleo en zonas secundarias. Estas modificaciones se producirán hacia 2022 convergiendo gradualmente desde la situación actual.

A excepción de lo mencionado en la Nota 15 respecto del impuesto a las ganancias, las modificaciones mencionadas precedentemente no tienen un efecto significativo sobre los estados financieros consolidados del Grupo.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

32. INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS

El siguiente cuadro presenta el importe de los saldos con partes relacionadas al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

		Al 31 de diciembre de	2020
	Otros créditos	Créditos por ventas		Cuentas por pagar
	Corriente	Corriente		Corriente
Entidades co-controlantes del Grupo
YPF S.A.	59.013	2.802.680		1.358.864
Entidades asociadas:
Refinería del Norte S.A.	-	42.633		-
Metroenergía S.A.	-	4.588		-
A-Evangelista S.A.	8.291		-	185.338
U.T. Loma Campana	-	23.692		39.371
C.T. Barragán S.A.	-	15.153		-
GE International Inc.	-		-	1.483.725
GE Global Parts and Products GmbH	-		-	1.562.716
GE International Inc. Sucursal Argentina	3.781		-	438.100
GE Packaged Power Inc.	-		-	452.054
GE Water & Process Technologies SC	-		-	16.851
GE Wind Energy Equipment	-		-	317.994
GE Wind GmbH	-		-	84.678
GE Senging & Inspection Technologies	-		-	2.948
Innio Jenbacher GmbH & CO. OG.	-		-	11.641
Profertil S.A.	-	193.848		-
Alstom Power Inc.	-		-	15.431
Grid Solutions Argentina S.A.	-		-	128.185
Jenbacher International B.V.	-		-	4.326
Entidad controlada por el Estado Nacional
CAMMESA	-	5.572.410		-
Totales	71.085	8.655.004		6.102.222

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

		Al 31 de diciembre de	2019
	Otros créditos	Créditos por ventas		Cuentas por pagar
	Corriente	Corriente		Corriente
Entidades co-controlantes del Grupo
YPF S.A.	-	2.433.056		1.539.563
Entidades asociadas:
Refinería del Norte S.A.	-	51.271		-
Metroenergía S.A.	-	4.588		226.649
A-Evangelista S.A.	-		-	964.087
U.T. Loma Campana	-	32.731		24.513
C.T. Barragán S.A.	21.705		-	-
GE International Inc.	-		-	517.837
GE Global Parts and Products GmbH	426.699		-	3.172.655
GE International Inc. Sucursal Argentina	-		-	616.354
GE Packaged Power Inc.	-		-	90.604
GE Water & Process Technologies SC	-		-	10.629
GE Wind Energy Equipment	-		-	639.848
GE Senging & Inspection Technologies	-		-	1.870
Innio Jenbacher GmbH & CO. OG.	-		-	1.143
Profertil S.A.	-	32.578		-
Entidad controlada por el Estado Nacional
CAMMESA	34.008	4.256.169		-
Totales	482.412	6.810.393		7.805.752

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

El siguiente cuadro presenta el importe de las transacciones realizadas con partes relacionadas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

			Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
		2020				2019
			Otros	Intereses			Otros	Intereses
			resultados	ganados			resultados	ganados
		Compras y	operativos,	(perdidos),		Compras y	operativos,	(perdidos),
	Ingresos	servicios	netos	netosy otros	Ingresos	servicios	netos	netosy otros
Entidades co-controlantes del Grupo
YPF S.A.	4.989.680	1.938.669	1.378	-	3.587.598	2.038.992	-	-
Entidades asociadas:
A-Evangelista S.A.	-	1.420.799	294.175	-	-	2.725.555	-	-
U.T. Loma Campana	146.675	1.823	-	-	127.587	-	-	-
C.T. Barragán S.A.	128.818	-	-	-	35.564	-	-	-
GE International Inc.	-	2.420.479	-	-	-	1.739.149	-	-
GE Global Parts and Products GmbH	-	263.787	43.670	(18.366)	-	4.711.726	-	-
GE Water & Process Technologies S.C.	-	56.493	-	-	-	16.559	-	-
GE Intelligent Platforms	-	-	-	-	-	-	-	-
GE Wind Energy Equipment	-	69.187	-	-	-	1.995.797	-	-
GE Wind GmbH	-	2.479.777	-	-	-	-	-	-
GE Packaged Power Inc.	-	454.117	267.091	-	-	318.845	-	-
GE International Inc. Suc.Argentina	-	1.602.462	564.862	-	-	3.052.850	-	-
GE Senging & Inspection Technologies	-	2.825	-	-	-	1.548	-	-
Innio Jenbacher GmbH & CO. OG.	-	11.157	-	-	-	22.460	-	-
GE Energy Parts Inc.	-	-	-	-	-	-	-	-
Metroenergía S.A.	-	-	-	-	-	203.855	-	-
YPF Tecnología S.A.	-	-	-	-	-	454	-	-
Profertil S.A.	369.820	-	-	-	119.587	-	-	-
Alstom Power Inc.	-	53.843	-	-	-	-	-	-
Grid Solutions Argntina S.A.	-	440.653	-	-	-	-	-	-
Jenbacher International B.V.	-	13.907	-	-	-	-	-	-
Entidad controlada por el Estado
Nacional
CAMMESA	14.914.117	169.023	670.681	-	12.010.183	283.179	71.337	611.025	1)
Totales	20.549.110	11.399.001	1.841.857	**(18.366) **	15.880.519	17.110.969	71.337	611.025

(1) Correspondiente al resultado por regularización de acreencias (Nota 28).

En lo que respecta al negocio de generación y comercialización de energía eléctrica, el Grupo tiene como principal cliente a CAMMESA, entidad controlada por el Estado Nacional. Tomando en consideración que el Estado Nacional es también accionista de YPF, CAMMESA es considerada una parte relacionada.

Remuneración de la administración

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, los honorarios de los directores y las remuneraciones a ejecutivos claves ascienden a 216.376 y 131.732, siendo los mismos beneficios de corto y largo plazo y constituyendo los únicos beneficios otorgados a directores y ejecutivos claves.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

33. IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19

Con fecha 11 de marzo de 2020, la Organización Mundial de la Salud declaró pandemia al brote de Coronavirus (Covid19), debido a su rápida propagación por el mundo, habiendo afectado a más de 190 países. La mayoría de los gobiernos están tomando medidas restrictivas para contener la propagación.

En la República Argentina, donde opera la Sociedad, el 12 de marzo de 2020 a través del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) N°260/2020, y sus modificatorias, estableció la emergencia sanitaria para la gestión de COVID-19, y el 19 de marzo el PEN emitió el Decreto N°297/2020 que declaró el aislamiento social, preventivo y obligatorio, que se fue prorrogando sucesivamente hasta ponerse en vigencia un esquema de distanciamiento social, preventivo y obligatorio que permanece aún vigente. La generación eléctrica fue declarada servicio esencial y se le permitió operar desde el inicio del aislamiento, mientras que las obras de infraestructura eléctrica se declararon esenciales a partir del 6 de abril de 2020. Entre las medidas derivadas de la pandemia se incluyeron, entre otras,, la prohibición de despidos sin causa justificada, por razones de reducción de trabajo o fuerza mayor, restricción general sobre el desplazamiento de personas no afectadas a actividades esenciales, restricciones generales de viaje, suspensión de visas, cierre parcial o total de instituciones públicas y privadas, suspensión de eventos deportivos y restricciones a la operación de museos y atracciones turísticas.

A través del Decreto 576/2020, el 29 de junio el PEN determinó medidas más restrictivas en la zona de la Ciudad de Buenos Aires y alrededores (AMBA), y permitió a los gobiernos provinciales liberar o restringir la actividad según ciertos parámetros de la evolución local de Covid. Si bien todas las provincias y localidades han permitido la actividad de servicios esenciales, muchas aplican restricciones, o períodos de aislamiento que dificultan el normal desarrollo de las actividades de la Sociedad y de sus contratistas.

Las medidas derivadas de la pandemia COVID-19 están afectando de forma significativa la economía nacional, regional y global, debido a dificultades en las cadenas de suministro y al aumento significativo de la incertidumbre económica, evidenciado por mayor volatilidad del precio de activos y tipos de cambio y disminución de las tasas de interés a largo plazo.

A pesar que a la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados no hubo impactos presentes significativos, persiste la incertidumbre respecto a los impactos finales que estos eventos podrían tener sobre la situación patrimonial y financiera de la Sociedad, sobre sus resultados o sobre sus flujos de efectivo. Sin embargo, la Dirección de la Sociedad considera que las circunstancias descriptas no invalidan la aplicación de políticas contables correspondientes a una empresa en marcha en la preparación de los estados financieros consolidados al 31 de diciembre de 2020.

Los potenciales impactos derivados de la incertidumbre mencionada previamente sobre la actividad del Grupo que podrían esperarse son los siguientes:

• Disminución en nuestras ventas de generación de energía como consecuencia de una caída general de la demanda de energía eléctrica;

• Problemas de cobro de las distribuidoras de electricidad por parte de CAMMESA afectando su capacidad de hacer frente a sus obligaciones de pago hacia el Grupo.

• Deterioro de las condiciones financieras de los clientes mayoristas del Grupo, afectando negativamente su capacidad de pagar los créditos y, en consecuencia, afectando la condición financiera del Grupo.

• Atrasos en la ejecución de nuestros proyectos en desarrollos, derivados de problemas de movilización de nuestros contratistas y eventuales mayores costos de construcción, afectando la condición financiera del Grupo y exponiendo al Grupo a potenciales reclamos y multas.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

DIEGO O. DE VIVO Socio | Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS CONSOLIDADOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

• Dificultades en la cadena de suministro, por reducción o suspensión de la producción de los insumos básicos que utiliza la Sociedad en su proceso productivo e impacto en los gastos relacionados.

La Dirección de la Sociedad ha tomado medidas tanto sanitarias - con protocolos de prevención de Covid-19, operativos y de obras - para garantizar la continuidad de sus actividades, garantizando la producción y procurando minimizar demoras de las obras. Adicionalmente se han tomado decisiones para minimizar los costos, optimizar los contratos vigentes y asegurar los ingresos. La Gerencia del Grupo evaluará el impacto de las referidas circunstancias y de aquellos hechos y circunstancias que puedan producirse en un futuro sobre la situación patrimonial y financiera del mismo y sobre los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo correspondientes.

34. HECHOS POSTERIORES

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros consolidados no han existido otros hechos posteriores significativos cuyo efecto sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones del Grupo al 31 de diciembre de 2020 o su exposición en nota a los presentes estados financieros consolidados, de corresponder, no hubieren sido considerados en los mismos según las NIIF.

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

DIEGO O. DE VIVO Socio | Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

Informe de la Comisión Fiscalizadora

A los señores Accionistas de

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA

1. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo Nº 294 de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y en las Normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), hemos efectuado un examen de los estados financieros consolidados adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA (en adelante, mencionada indistintamente como “YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA” o “la Sociedad”) y sus sociedades controladas y asociadas (las que se detallan en la nota 32 a dichos estados financieros consolidados) que incluyen el estado de situación financiera consolidado al 31 de diciembre de 2020 y los correspondientes estados consolidados de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio finalizado en esa fecha y la información complementaria contenida en notas 1 a 34. Los saldos y otra información correspondiente al ejercicio 2019 son parte integrante de los estados financieros mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados con ellos.

2. El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales e incorporadas por la CNV a su normativa, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés). Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión basada en el examen que hemos realizado con el alcance detallado en el párrafo 3.

3. Nuestro examen fue realizado de acuerdo con normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren la aplicación de los procedimientos establecidos en las Resoluciones Técnicas Nº 15 y 32 de la FACPCE para auditorias de estados financieros e incluyen la verificación de la congruencia de los documentos revisados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional, hemos efectuado un examen del trabajo realizado por los auditores externos de la Sociedad, Deloitte & Co. S.A., quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 3 de marzo de marzo de 2021. Una auditoría involucra aplicar procedimientos, sustancialmente sobre bases selectivas, para obtener evidencias sobre la información expuesta en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio profesional del auditor e incluyen su evaluación de los riesgos de que existan distorsiones significativas en los estados financieros originadas en errores u omisiones o en irregularidades. Al realizar estas evaluaciones de riesgo, el auditor considera el control interno existente en la Sociedad, relevante para la preparación y presentación razonable de los estados financieros, pero no efectúa una evaluación del control interno vigente con el propósito de expresar una opinión sobre su efectividad sino con la finalidad de seleccionar los procedimientos de auditoría que resulten apropiados a las circunstancias. No hemos efectuado ningún control de gestión y por lo tanto, no hemos evaluado los criterios empresarios de administración, financiación, comercialización y explotación, dado que son de incumbencia exclusiva del Directorio y de la Asamblea.

2

1. En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado, los estados financieros consolidados mencionados en el punto 1 de este informe, presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA y sus sociedades controladas al 31 de diciembre de 2020, y los resultados integrales de sus operaciones, la evolución de su patrimonio y el flujo de su efectivo por el ejercicio económico finalizado en esa fecha de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”).

2. Informamos, además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes, que:

3. a. El inventario y los estados financieros adjuntos se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.

4. b. Hemos revisado la memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

5. c. De acuerdo a lo requerido por la Resolución General Nº 340 de la Comisión Nacional de Valores, sobre la independencia del auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales vigentes en Argentina.

6. d. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio, de los procedimientos descriptos en el artículo Nº 294 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550, los que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2021.

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

Domicilio: Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ejercicio Económico Nº 8 iniciado el 1° de enero de 2020.

Información confeccionada sobre la base de los Estados Financieros Consolidados de YPF Energía Eléctrica S.A. y sus sociedades controladas.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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**CONTENIDO ***

1.	COMENTARIOS GENERALES........................................................................................................................................ 1
	1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SOCIEDAD .................................................................................................................. 1
	1.2. SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO ................................................................................................. 1
	1.3. COMPARACIÓN DE RESULTADOS ...................................................................................................................... 7
2.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL ........................................................................................................... 14
3.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE RESULTADOS ........................................................................................................ 15
4.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO ............................................................................................ 16
5.	DATOS ESTADÍSTICOS ............................................................................................................................................... 17
6.	ÍNDICES ..................................................................................................................................................................... 18
7.	PRINCIPALES LOGROS DEL EJERCICIO Y PERSPECTIVAS ............................................................................................ 19
8.	IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19 ..................................................................................... 22

* Información no cubierta por el Informe de los Auditores Independientes, excepto las siguientes secciones: 2. Síntesis de la estructura patrimonial, 3. Síntesis de la estructura de resultados, 4. Síntesis de la estructura de flujos de efectivo y 6. Índices.

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YPF ENERGÍA ELECTICA S.A.

RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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1. COMENTARIOS GENERALES

1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SOCIEDAD

YPF Energía Eléctrica S.A. (en adelante “YPF Luz” o “la Sociedad”) es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. Su domicilio legal es Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad y sus subsidiarias (en adelante y en su conjunto, el “Grupo”) consiste en:

• (i) la generación y comercialización de energía eléctrica a través de tres ciclos combinados, ubicadas en la provincia de Tucumán, dos centrales térmicas a ciclo abierto y motogeneradores ubicados en la provincia de Neuquén, dos plantas de cogeneración en la provincia de Buenos Aires, un parque eólico en la provincia de Buenos Aires y un parque eólico en la provincia de Chubut;

• (ii) proyectos de construcción de una central térmica de motogeneradores en la provincia de Chubut;

• (iii) proyecto de construcción de parques eólicos en Santa Cruz y Buenos Aires;

• (iv) comercialización de energía, y

• (v) participación indirecta a través de IDS en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de la central térmica de CDS.

Al día de hoy, el Grupo tiene una capacidad instalada de 2.249 MW, representando el 5,4% de la capacidad instalada del país, incluyendo la participación en la Central Dock Sud. Al 31 de diciembre de 2020 el Grupo generó el 5,7% de la energía demandada en la Argentina, según la última información publicada por CAMMESA.

Adicionalmente, se cuenta con proyectos en construcción por 231,3 MW.

El portafolio de activos y proyectos de generación de propiedad del Grupo se ubica en las provincias de Tucumán, Neuquén, Buenos Aires, Chubut y Santa Cruz. Las centrales de generación de la Sociedad generan energía convencional y energía renovable y su suministro es dirigido para el abastecimiento del mercado eléctrico argentino por medio de CAMMESA, las operaciones de YPF y otras industrias.

Para propósitos de gestión, el Grupo está organizado en un único segmento de negocios para llevar a cabo su actividad principal de generación de energía eléctrica y su comercialización. El Grupo presenta en sus resultados operativos del estado de resultados integral únicamente la información sobre dicha actividad.

1.2. SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO

Siendo el Grupo un conjunto de empresas cuya actividad se centra en el mercado argentino, lleva a cabo su gestión en el marco de la evolución de las principales variables del contexto macroeconómico del país. En consecuencia, cambios en las condiciones económicas, políticas y regulatorias de Argentina y las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido y se espera que sigan teniendo un impacto significativo en YPF Luz.

1.2.1. PRINCIPALES VARIABLES

La economía argentina ha experimentado volatilidad en las últimas décadas, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo y elevados niveles variables de inflación. En la última década, varios factores influyeron en la disminución del crecimiento, incluyendo varios años de caídas en el Producto Interno Bruto (“PIB”). En particular, durante 2019, según los últimos datos publicados en el Informe de Avance del Nivel de Actividad preparado por el INDEC, la estimación preliminar mostró una variación anual negativa de la actividad económica en el PIB del 2,1% respecto a 2018.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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A partir de marzo de 2020, la actividad económica en general (y consecuentemente todas las variables referidas) se vio sustancialmente afectada por los efectos derivados del COVID-19, que determinaron no sólo la modificación de precios a nivel internacional, como ser el precio del crudo Brent a raíz de la menor demanda, sino también a nivel doméstico a partir de la disminución de la actividad económica, todo ello como consecuencia de la necesidad de disminuir las consecuencias de la pandemia a partir de la menor circulación de la gente. En este orden, la información referida al comportamiento de las variables macroeconómicas que se mencionan a continuación debe ser leída considerando también el contexto mencionado.

De acuerdo con los últimos datos publicados en el Informe Estimador Mensual de Actividad Económica confeccionado por el INDEC, la estimación preliminar mostró una variación negativa de la actividad económica en el PIB del 10,6% para los primeros once meses del año 2020 con respecto al mismo período de 2019.

Argentina ha enfrentado y continúa experimentando presiones inflacionarias. Durante 2020, el índice de precios al consumidor (IPC) elaborado por el INDEC, el cual es representativo del total de hogares del país, presentó un incremento acumulado del 36,1%, mientras que el índice de precios internos mayoristas (IPIM), elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado del 35,4% durante dicho período. Durante 2019 el incremento de precios reflejado por el IPC fue del 53,8%, mientras que el IPIM tuvo un incremento del 58,5%. En 2018, el incremento del IPC había sido del 47,6%.

En términos de balanza comercial durante 2020, de acuerdo con el informe “Intercambio comercial argentino” elaborado por el INDEC, el saldo acumulado de la balanza comercial arrojó un superávit de USD 12.528 millones, lo cual representó una disminución del 21,7% con respecto al año anterior, que se explica por una disminución de las exportaciones en USD 10.231 millones o un 15,7% y de las importaciones en USD 6.769 millones o un 13,8%, comparadas contra el año anterior, respectivamente. Durante el año 2019 de acuerdo con estimaciones preliminares del INDEC, las cifras provisionales de Argentina arrojaron un superávit de aproximadamente USD 15.990 millones, básicamente como resultado de la reducción de las importaciones.

En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 84,05 al 31 de diciembre de 2020, habiéndose incrementado aproximadamente un 40,6% desde su valor de 59,79 pesos por dólar al cierre de diciembre de 2019, o un 10,5% desde su valor de 76,08 pesos por dólar al cierre de septiembre 2020. La cotización promedio del cuarto trimestre de 2020 ascendió a 79,94 y fue un 34,8% superior al promedio registrado durante el mismo período de 2019 de 59,29.

1.2.2. REESTRUCTURACIÓN DE LA DEUDA SOBERANA

Panorama general

El 5 de febrero de 2020, el Congreso promulgó una ley autorizando al Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Economía, a realizar transacciones y negociaciones con los acreedores de Argentina para restablecer la sostenibilidad de su deuda externa pública (el “Proyecto de Ley de Sostenibilidad de la Deuda”), incluyendo la modificación de los montos de capital, vencimientos y pagos de intereses de los valores públicos emitidos por Argentina y regidos por la ley extranjera.

Deuda denominada en moneda extranjera

Regido por la ley extranjera. El 21 de abril de 2020, Argentina invitó a los tenedores de sus bonos externos en moneda extranjera emitidos en virtud de su contrato de emisión de 2005 y el contrato de emisión de 2016 con un monto de capital total de aproximadamente USD 66,5 mil millones, a intercambiar dichos bonos por bonos nuevos. La invitación contemplaba el uso de cláusulas de acción colectiva incluidas en los términos y condiciones de dichos bonos, por lo que la decisión de determinadas mayorías obligaría a los tenedores que no se presenten a la oferta de canje. Desde que

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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anunciaron la invitación, los representantes de Argentina mantuvieron varias conversaciones con los tenedores de dichos bonos en relación con los términos de la invitación.

El 17 de agosto de 2020, Argentina modificó la invitación para incorporar la opinión de los bonistas y el 31 de agosto de 2020 anunció que había obtenido los consentimientos de los bonistas requeridos para intercambiar o modificar el 99,01% del monto total de capital en circulación de todas las series de bonos elegibles invitado a participar en la oferta de canje. La invitación se resolvió el 4 de septiembre de 2020. Como resultado, la tasa de interés promedio que pagan los bonos externos en moneda extranjera de Argentina se redujo a 3,07%, con una tasa máxima de 5,0%, frente a una tasa de interés promedio de 7,0% y tasa máxima del 8,28% antes de la invitación. Además, se redujo en 1,9% el monto total en circulación de los bonos externos en moneda extranjera de Argentina y se amplió el vencimiento promedio de dichos bonos.

Regido por la ley argentina. El 5 de abril de 2020, el Gobierno promulgó el Decreto No. 346/2020 (i) difiriendo los pagos de capital e intereses de ciertos bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina hasta el 31 de diciembre de 2020, o hasta una fecha anterior determinada por el Ministerio de Economía, tomando en cuenta el grado de avance en el proceso diseñado para restaurar la sostenibilidad de la deuda pública argentina, y (ii) autorizando al Ministerio de Economía a realizar operaciones de gestión de pasivos u ofertas de canje, o implementar medidas de reestructuración que afecten bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina cuyos pagos hayan sido diferidos conforme a dicho Decreto.

El 18 de agosto de 2020, Argentina ofreció a los tenedores de sus bonos en moneda extranjera regidos por la ley argentina el canje de dichos bonos por nuevos, en términos que fueran equitativos a los términos de la invitación realizada a los tenedores de bonos extranjeros regidos por ley extranjera. El 18 de septiembre de 2020, Argentina anunció que habían participado tenedores que representaban el 99,4% del monto total de capital en circulación de todas las series de bonos elegibles invitados a participar en la oferta de canje local. Como resultado de la oferta de canje, la tasa de interés promedio pagada por los bonos argentinos en moneda extranjera regidos por la ley argentina se redujo a 2,4%, en comparación con una tasa de interés promedio de 7,6% antes del canje. Además, la oferta de canje extendió el vencimiento promedio de dichos bonos.

Deuda denominada en moneda local.

Durante 2020, Argentina buscó preservar el normal funcionamiento del mercado de capitales local para la deuda denominada en pesos, el cual se considera un factor clave para el desarrollo del mercado de capitales nacional. En particular, durante este período, el Gobierno buscó recuperar la capacidad de financiamiento del Tesoro, crear condiciones para el desarrollo de los mercados de capitales internos y generar instrumentos de ahorro con tasas reales positivas y sostenibles, reduciendo a su vez sus necesidades de financiamiento monetario y ampliando la profundidad del mercado de deuda local y la participación de inversionistas institucionales relevantes. Además, el Tesoro ha ampliado su menú de instrumentos de financiamiento para obtener los fondos necesarios para cubrir sus necesidades financieras de 2020 y diseñar el programa financiero de 2021 de acuerdo con los lineamientos delineados en el presupuesto de 2021.

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020, el Gobierno llevó a cabo varias subastas en pesos que resultaron en la emisión de pagarés del tesoro cupón cero con vencimiento entre el 31 de agosto de 2020 y el 29 de enero de 2021 por un monto total agregado de $ 833,6 mil millones y vencimiento de BONCER en 2021, 2022 y 2023 por un monto total agregado de $ 160,4 mil millones, pagarés BADLAR por un monto agregado total de $ 156,5 mil millones, pagarés de tesorería con descuento vinculados a CER por un monto total agregado de $ 124,3 mil millones y tasa fija Bonos del Tesoro por un monto total agregado de $ 87,1 miles de millones y pagarés BADLAR por un monto total agregado de $ 53,8 mil millones.

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Organismos multilaterales

A la fecha de emisión de la presente Reseña, el Gobierno ha iniciado negociaciones con el FMI para refinanciar los USD 45.965 millones (según información obtenida del Ministerio de Economía al 31 de diciembre de 2020) pendientes en virtud del acuerdo contingente, inicialmente programado para ser reembolsado en 2021, 2022 y 2023. Los términos en el que Argentina acepta dicho refinanciamiento, los cuales aún no se han definido, se puede esperar que se realizaran de acuerdo con la capacidad del gobierno argentino para implementar reformas y políticas públicas e impulsar el crecimiento económico, lo cual también afectará la capacidad de Argentina para acceder a los mercados internacionales de capital, lo que a su vez podrá afectar las condiciones en las que empresas como nosotros acceden a dichos mercados.

1.2.3. MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Desde el punto de vista de la demanda, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 el consumo de energía eléctrica alcanzó los 127.306 GWh. Esto significó una disminución de 1,3% respecto del 2019 (128.946 GWh). El cuarto trimestre mostró una caída del de 2,1% respecto al mismo período de 2019 como consecuencia del distanciamiento y aislamiento social preventivo obligatorio que impactó -principalmente- sobre la actividad industrial y comercial del país. La excepción se dio en los meses de junio y julio dónde, por temperaturas menores a las presentadas en el mismo mes de 2019, el aumento en la demanda residencial compensó la caída de la demanda industrial y comercial, presentando un crecimiento interanual del 1,2% y 1,5% respectivamente, y en el mes de diciembre, donde, pese a presentar temperaturas menos cálidas que en 2019, con una mayor cantidad de personas en sus hogares hubo un crecimiento de la demanda residencial, y donde se pudo ver una recuperación de la demanda industrial, el crecimiento interanual fue del 1,3%.

Por un lado, la demanda de distribución - que incluye a los grandes usuarios bajo el distribuidor (GUDIs) y representa el 83,7% del total - cayó un 0,9%, durante el cuarto trimestre de 2020 respecto al mismo período de 2019 (1,1% en 2020 vs.2019). Esto se explica principalmente por el crecimiento de la demanda residencial, que creció 3,7% en el trimestre y 7,9% en 2020 comparado con los mismos periodos del año anterior. Si bien las temperaturas medias mensuales registradas no fueron superiores a 2019 durante el último trimestre, un mayor nivel de personas en sus hogares debido al aislamiento y distanciamiento, resultaron en un incremento del consumo de esta demanda. Asimismo, las tarifas que percibe la demanda en dólares, al encontrarse fijas en pesos argentinos desde abril de 2019, según lo establecido en la Resolución SGE 14/2019, presentaron una caída del 26%. El aumento de la demanda residencial, que representa un 56% de la demanda de la distribuidora, compensó en gran medida la caída de la demanda comercial e industrial dentro de la distribuidora. Esta última cayó 5,9% en el cuarto trimestre de 2020 y 6,4% en el año 2020 respecto a igual período del año anterior.

Por el otro lado, los grandes usuarios del MEM (GUMA y GUME) que representan el 16,3% del total, registraron una caída en su consumo del orden del 7,3% en su consumo durante el cuarto trimestre de 2020 respecto del mismo período de 2019, como resultado de la contracción económica, y una caída acumulada del 11,9% en 2020 respecto a su demanda de 2019.

Desde el punto de vista de la oferta, al 31 de diciembre de 2020 Argentina cuenta con una potencia instalada de 41.951 MW, lo cual representó un aumento de 5,7% o 2.247 MW comparado al año anterior. El 60,5% de la misma corresponde a fuentes de origen térmico, 25,8% a centrales hidroeléctricas, 9,5% a las energías renovables no convencionales (“ERNC”: eólico, solar, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y biocombustibles) y 4,2% a las centrales nucleares.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 se incorporaron al sistema más de 2.445 MW, de los cuales 1.452 MW fueron de fuentes renovables (1.066 MW eólicos, 312 MW solar, 12 MW de hidro renovable y 62 MW de biogás), correspondientes de proyectos adjudicados en las licitaciones de RenovAr, la Resolución 202/2016 y de contratos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER). Por otro lado, se incorporaron 993 MW de centrales convencionales, de los cuales 22 MW corresponden a una repotenciación de la Central Hidroeléctrica Fuatelufú, y los 971 MW restantes a centrales térmicas, en su mayoría adjudicadas mediante la Resolución 287/2017.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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La generación del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 creció un 2,2% frente al año anterior, alcanzando los 134.171 GWh. Esto no acompaña la leve caída en la demanda debido principalmente a un incremento en las exportaciones con un fuerte aumento de las exportaciones a Brasil durante el último trimestre del 2020, consecuencia de la sequía en el sur de dicho país, y disminución de las importaciones respecto al 2019, como se detalla más adelante. En particular, durante el cuarto trimestre 2020, la generación fue de 35.138 GWh, presentando un incremento del 7,2% respecto al cuarto trimestre de 2019.

La generación térmica y la hidroeléctrica fueron las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda, tanto durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 como en el cuarto trimestre de 2020. No obstante, durante el 2020 se observó una disminución acumulada de la generación hidroeléctrica del 17,7%, mientras que en el cuarto trimestre esta caída se redujo al 25,2% respecto al cuarto trimestre 2019. Esto se debió principalmente a los bajos caudales de los ríos Uruguay y Paraná, que afectaron la generación de las centrales binacionales Salto Grande y Yacyretá que cayeron 18% y 46% respecto al ejercicio 2019 respectivamente (14% y 69% durante el cuarto trimestre de 2020 respecto al cuarto trimestre del año anterior), como también en menores caudales en los ríos del Comahue.

La energía nuclear representó el 7,5% de la generación de 2020 y las ERNC un 9,5%. Estas últimas mostraron un crecimiento del 63% respecto del año anterior (en línea con la evolución esperada). La penetración de energías renovables para el cuarto trimestre del 2020 alcanzó el 11,3%, alcanzando el máximo de participación histórica de las ERNC en la matriz de generación eléctrica del 11,9% en octubre 2020. Si bien en 2020 hubo un aumento en la participación de las ERNC, no se alcanzó el 12% de generación establecido en la Ley 27.191 (ascendiendo el porcentaje al 16% en 2021).

La generación eólica es la principal fuente de ERNC del país (73,9%), seguido por hidro renovable (10,6%), solar (9,9%) y biocombustibles (5,6%). El factor de capacidad para cada tecnología fue de alrededor de 49% para el eólico, 28,3% para las hidroeléctricas renovables, 25,5% para el solar y 64% los biocombustibles.

Al igual que los últimos años, el gas natural continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación, representando aproximadamente un 89,6% del total consumido durante 2020. El consumo alcanzó los 16,242 MMm3 o 44,5 MMm3/d; representando una caída de 5,6% respecto al año anterior. La generación térmica se completa con consumo de combustibles líquidos y carbón que alcanzó los 5,1 MMm3/d de gas equivalente; siendo un 137,4% superior al consumo de 2019. Durante el cuarto trimestre 2020, el consumo de gas natural fue de 4.462 MMm3 o 48,5 MMm3/d (89,4% del consumo total de combustibles), presentando un crecimiento de 3,1% respecto al mismo trimestre de 2019. El consumo de combustibles líquidos y carbón del cuarto trimestre promedió los 5,7 MMm3/d, presentando un aumento del 296% respecto al mismo trimestre de 2019. Gran parte del aumento en el consumo de combustibles líquidos y carbón, que aumenta el promedio anual, sucedió en los meses de noviembre y diciembre, por el aumento de la generación térmica para exportación a Brasil.

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la oferta de energía se completó con cerca de 1.204 GWh importados de Brasil, Uruguay y Paraguay de origen renovable, hidroeléctrico y térmico. Estos valores corresponden al 56,2% de la importación, dado que los aportes de los ríos Uruguay y Paraguay fueron muy bajos y hubo menor nivel de excedentes en las centrales binacionales. Asimismo, las exportaciones a Uruguay y Brasil fueron aproximadamente 11 veces el valor exportado durante el mismo período de 2019, alcanzando los 3.089 GWh, 82% de estas durante el último trimestre del año, potenciadas por la sequía en el sur de Brasil. Como resultado de la operación, el costo monómico medio de generación alcanzó los 57,1 U$S/MWh, siendo 9% menor que en 2019. En el cuarto trimestre el costo medio de generación fue 51,1 U$S/MWh lo que representó una caída del 18% respecto al último trimestre de 2019.

El precio estacional, fijo desde abril 2019 a valores de la Res. SEE 14/2019 (1.872 AR$/MWh el residencial y 2.133 AR$/MWh no residencial), presentó en el cuarto trimestre de 2020 sus valores mínimos en dólares promediando 23,1 US$/MWh y 26,3 US$/MWh, respectivamente. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, estos valores promediaron 26,4 USD/MWh para la demanda residencial y 30,1 USD/MWh para la demanda no residencial. En consecuencia, el nivel de subsidios para esta demanda fue de alrededor de 51,2% llegando a un 55,3% en diciembre 2020. El promedio de los subsidios a la demanda estacional durante el 2020 fue del 50,6%.

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En el caso de los GUDI, el precio fue de aproximadamente 3.020 AR$/MWh (promediando 37,2 US$/MWh durante el cuarto trimestre de 2020), lo que representó un subsidio aproximado del 25% en el 2020 y 27% durante el cuarto trimestre de 2020, alcanzando su máximo en el mes de julio (35%), y siendo de 32% en el mes de diciembre 2020. El subsidio total a la energía eléctrica (sin incluir transporte) representó un 44,8% del costo del sistema en 2020 y un 45,3% durante el cuarto trimestre de 2020.

1.2.4. PRINCIPALES ASPECTOS REGULATORIOS

El 26 de febrero de 2020, la Secretaría de Energía publicó en el Boletín Oficial la Resolución SE N° 31/2020 que ajusta los criterios de remuneración para la generación no comprometida en cualquier tipo de contrato establecidos por la Resolución SRRyME 1/2019 y sus anteriores, a condiciones económicamente razonables, eficientes y que sean asignables y/o trasladables a la demanda. La remuneración de los generadores térmicos se compone de pagos por: potencia, energía generada y operada (asociada a la potencia rotante en cada hora), y energía generada en horas de máximo requerimiento térmico. Adicionalmente, se estableció que todos los conceptos sobre los que se remunera a los generadores incluidos se nominarán en pesos argentinos, se actualizarían mensualmente en función del IPC (60%) y el IPIM (40%) publicados por el INDEC. Esta medida se aplica a partir de las transacciones económicas correspondientes a febrero de 2020.

El 8 de abril de 2020, el Secretario de Energía envió a CAMMESA la Nota 24910606 a través de la cual instruye se posponga, hasta nueva decisión, la aplicación del ajuste de la remuneración a los generadores sin contratos establecido por la Resolución N° 31/2020 (Anexo VI). Esta decisión se da en un contexto de aislamiento social preventivo y obligatorio, donde muchos sectores tienen impactos fuertes sobre sus ingresos.

El 10 de junio de 2020, la Secretaria de Energía a través de la Nota “NO-2020-37458730-APN-SE#MDP” instruyó a CAMMESA a suspender temporalmente -del 12 de marzo de 2020 al 12 de septiembre de 2020- el cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos suscriptos en el marco del Programa RenovAr (Rondas 1, 1.5, 2 y 3), Resolución ex SE N° 712/2009, Resolución ex MEyM N° 202/2016 y de la Resolución Ex SEE N° 287/2017, y de los proyectos en el marco de la Resolución ex MEyM N° 281/2017, exclusivamente, para aquellos casos en los que no se haya alcanzado la habilitación comercial al inicio de la suspensión. Consecuentemente, se suspende temporalmente el envío de intimaciones por incumplimientos en las fechas de habilitación comercial o hitos intermedios. Sin embargo, CAMMESA deberá realizar todos los actos y gestiones necesarias a los efectos de conservar la vigencia de los derechos que la asisten en el marco de los Contratos celebrados, pudiendo requerir en su caso la renovación de garantías y cualquier acción en resguardo de sus derechos, como también de los derechos de la Secretaría de Energía y del Estado Nacional. Posteriormente, con fecha 10 de septiembre de 2020, se emitió la Nota “NO-2020-60366379-APN-SSEE#MEC” que instruye a prorrogar los plazos mencionados previamente hasta el 15 de noviembre de 2020. Por último, durante el mes de diciembre de 2020, a través de las notas “NO-2020- 90839644-APN-SE#MEC” y “NO-2020-88681913-APNSE#MEC”, se prorrogaron nuevamente los plazos hasta el 30 de diciembre de 2020.

El 24 de septiembre de 2020, mediante la Resolución 765/2020, el Presidente de la Nación designa en el cargo de Secretario de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, al Sr. Norman Darío Martínez.

Con fecha 13 de noviembre de 2020, mediante el Decreto N° 892/2020, el Poder Ejecutivo implementó el Plan GasAr, que tiene el objetivo de promover la producción de gas natural y garantizar el abastecimiento de la demanda base y la demanda para generación eléctrica. Dicho programa establece un mecanismo de oferta de gas natural por cuenca para los productores, y una asignación a los usuarios de la demanda prioritaria – a través de las distribuidoras de gas natural, y para la generación eléctrica – a través de CAMMESA. Esto se realizará a través de contratos entre las partes de cuatro años de duración, a comenzar en enero 2021.

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1.3. COMPARACIÓN DE RESULTADOS

1.3.1. AÑO 2020 VS. AÑO 2019

A nivel operativo, durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 la generación de energía producida por el Grupo se incrementó un 15,2% respecto a 2019, alcanzando una generación de 7.431GWh en el presente ejercicio. Asimismo, la potencia comercial disponible de energía térmica del Grupo aumentó un 5,6% alcanzando en promedio los 1.295 MW. En cuanto al factor de capacidad de energía renovable, el mismo alcanzó el 55,5% en 2020, lo que representa una disminución del 10,1%.

Los ingresos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron de $ 21.416,2 millones, lo que representa un aumento del 32,9% en comparación con los $ 16.113,9 millones correspondientes al 2019. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos del Grupo antes mencionados se destacan:

Mayores ingresos provenientes de nuestros contratos de abastecimiento de energía a largo plazo (PPA) por $ 5.060,9 millones, lo que representa un incremento del 64%, debido principalmente a:

• Central Térmica El Bracho: El incremento de los volúmenes de generación fue del 383,5%, gracias a la entrada en operación de la TV, tras la finalización del proyecto de cierre de ciclo, lo cual incrementó la eficiencia de la planta favoreciendo su despacho.

• Parque eólico Los Teros I: entró en operación hacia finales del tercer trimestre de 2020 con factor promedio de capacidad de 51,6%.

• Loma Campana I: tanto la disponibilidad comercial como la generación disminuyeron durante el ejercicio 12,1% y 12,0%, respectivamente debido a una falla registrada a mediados de abril de 2020 que mantuvo a la máquina fuera de servicio hasta mediados de junio 2020.

• Loma Campana II se produjo un aumento de su disponibilidad comercial en 4,3% comparado con el ejercicio anterior. Esto se explica principalmente por fallas experimentadas durante los meses de junio y julio de 2019. Por otro lado, la energía vendida aumentó 2,2% comparado con el año anterior como consecuencia de mayor disponibilidad. Adicionalmente, desde finales del segundo trimestre de 2020 se incrementó el despacho gracias a que la central opera fuera del sistema de transporte troncal con cupos excedentes de gas natural para este año.

• Loma Campana Este: La energía vendida disminuyó 6,7%, principalmente como consecuencia de una menor demanda de YPF S.A.

• La Plata Cogeneración tuvo una disponibilidad mayor al año anterior y al mismo tiempo tuvo un incremento de la energía y el vapor vendidos, por el mantenimiento programado realizado en los meses de mayo y junio de 2019.

• La Plata Cogeneración II entró en operación comercial el 27 de octubre de 2020, La generación de energía y la disponibilidad fueron bajas debido a indisponibilidades por obstrucciones en la cámara de combustión.

Los factores operativos indicados han sido acompañados por un incremento de los precios expresados en pesos debido a la devaluación del 40,6% registrada entre ejercicios, impactando en los precios nominados en dólares.

Menores ingresos de Energía Base por $ 0,3 millones, lo que representa una disminución de 4,3%.

En este sentido, el Complejo de Generación Tucumán experimentó una leve suba del 0,7% comparado con el año anterior. Cabe destacar que durante el cuarto trimestre de 2019 se realizó el mantenimiento de la TG N°2 en la Central de San Miguel. A su vez, la energía vendida aumentó 8,4% comparado al año anterior debido a que los bajos caudales en los ríos Paraná y Uruguay hicieron que las centrales hidroeléctricas de dicha cuenca reduzcan su producción favoreciendo el mayor despacho del parque térmico del sistema. Esta situación, junto con la condición Take or Pay del gas de Bolivia y la baja demanda prioritaria de gas natural incrementó el despacho de las centrales de Tucumán. Adicionalmente, ha impactado la baja de los ingresos de reconocimiento de costos de combustibles por la derogación

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de la Resolución SGE N° 70/2018 y la pesificación de las tarifas y posterior discontinuación del ajuste por inflación de las mismas, aplicable a las ventas del mes de febrero de 2020 en adelante.

Mayores ingresos por venta de vapor por $ 273,8 millones, lo que representa un incremento del 24,7%, provenientes de la Central La Plata Cogeneración, por mayores precios de venta expresados en pesos argentinos por la devaluación del ejercicio y mayores volúmenes de ventas en el presente ejercicio, debido a un mantenimiento programado durante los meses de mayo y junio de 2019.

Los costos de producción correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $ 10.013,4 millones, un 30% superior a los $ 7.701,2 millones correspondientes al año 2019, motivado principalmente por:

• Incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipo en $ 1.850,7 millones debido fundamentalmente a la apreciación de los activos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad. Adicionalmente, durante 2020 entraron en operación el Parque Eólico Los Teros (tercer trimestre), la nueva Cogeneración en La Plata y la turbina de vapor de El Bracho, éstos dos últimos durante el cuarto trimestre de 2020 con el consecuente inicio de la depreciación de los proyectos. Por último, la culminación de obras durante el cuarto trimestre de 2019, siendo la más importante el mantenimiento programado de La Plata Cogeneración impactaron, a diferencia del año anterior, durante todo el presente ejercicio. Adicionalmente, en lo relativo a los proyectos de mantenimiento de las plantas operativas se destaca la depreciación del mantenimiento de la TG N° 2 de San Miguel de Tucumán, finalizado en enero 2020.

• Disminución en las compras de combustible, gas, energía y otros por $ 502,5 millones, por la derogación de la Resolución SGE N° 70/2018 que redujo los volúmenes de compras bajo la gestión del Grupo, y a una disminución del precio del gas.

• Incremento de sueldos y cargas sociales y de otros gastos de personal por $ 350,8 millones por los incrementos salariales otorgados y por el incremento de la plantilla promedio anual.

• Incremento en los costos de conservación, reparación y mantenimiento y en contrataciones de obras y otros por $ 483,7 millones, por el incremento general de precios de la economía y por los trabajos de construcción de la línea de alta tensión de Santa Cruz.

• Incremento en los seguros devengados por $ 169,4 millones, por el incremento en los costos de las pólizas en dólares vigentes, principalmente relacionado con el efecto de la devaluación.

Los gastos de administración y comercialización correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 ascendieron a $ 2.104,7 millones, con un incremento del 58,3% comparado con los $ 1.329,4 millones registrados en el año 2019, debido al incremento en el impuesto sobre los ingresos brutos y sobre los débitos y créditos bancarios, a mayores gastos de personal y el incremento de los honorarios por servicios profesionales.

Los otros resultados operativos corresponden principalmente a los intereses comerciales con CAMMESA y a multas contractuales devengadas. La Gerencia considera que dicha presentación de los intereses comerciales refleja mejor los impactos del ciclo operativo, permitiendo la presentación unificada junto con otros gastos que ya se incluyen dentro de los resultados operativos, particularmente considerando el contexto actual que profundizó el atraso en los plazos de pago a generadoras y distribuidores de energía eléctrica. Consecuentemente, las cifras correspondientes a los intereses comerciales presentados en forma comparativa fueron reclasificados del rubro “Resultados financieros, netos” al rubro “Otros resultados operativos, netos” por 71.337, a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente ejercicio.

El resultado operativo correspondiente al presente ejercicio fue de $ 11.366,5 millones debido a los factores descriptos anteriormente, un 44,5% superior en comparación con el resultado operativo de $ 7.867,5 millones correspondiente al año 2019.

Los resultados por participación en sociedades correspondientes a 2020 fueron una ganancia de $ 355,9 millones, con una disminución del 54,3% en comparación al año anterior, debido a los menores resultados reportados por nuestra sociedad relacionada Inversora Dock Sud. CDS tuvo un aumento en la disponibilidad comercial del 8,7% durante el ejercicio comparado con el año anterior. Ello se debió principalmente al mantenimiento programado durante 2019 tanto del CC N°9 como el CC N°10, seguido de una falla registrada en la TV en 2019. A su vez, la energía vendida aumentó

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4,9% durante 2020 comparado con el año anterior, principalmente explicado por el aumento en la disponibilidad. Sin perjuicio de esto, cabe destacar que CDS ha sido afectada por la pesificación de tarifas y la discontinuación del ajuste por inflación de las tarifas previamente mencionado.

Los resultados financieros, netos correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron una pérdida de $ 2.014,8 millones, en comparación con la pérdida de $ 2.060,2 millones correspondientes a 2019. Explican esta variación:

• Incremento de los intereses negativos y otros resultados financieros por $ 972,4 millones debido al incremento de los préstamos (principalmente obligaciones negociables locales e internacionales) emitidos entre mayo y julio de 2019 que han impactado durante todo el presente ejercicio. Esta situación se ha visto atenuada por la cancelación de préstamos que devengaban tasas de interés más altas con nuevas emisiones dollar-linked realizadas durante los meses de junio y octubre de 2020 a tasas que oscilan entre 0% y 1,49%. Asimismo, debido a los proyectos finalizados durante el último trimestre se ha finalizado la capitalización de intereses requerida por las normas contables aplicables. En contraposición, se ha generado mayores intereses ganados por la gestión financiera de los excedentes de fondos.

• Incremento en la pérdida por diferencia de cambio por $ 990,2 millones, principalmente generada por los créditos fiscales acumulados por las importantes inversiones realizadas y la demora en las cancelaciones de CAMMESA, compensado parcialmente por una menor devaluación del presente ejercicio.

• Ganancia de $ 2.007,9 millones superior a la del ejercicio anterior por las operaciones con inversiones en títulos valores realizadas.

El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al presente ejercicio fue negativo en $ 3.796,9 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 2.358,9 millones correspondiente a 2019. La variación se debe principalmente al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios y a la mayor conversión contable del rubro propiedades, planta y equipo, parcialmente compensado con el ajuste impositivo de dichos bienes.

Resultado neto:

El resultado neto correspondiente al presente ejercicio 2020 fue una ganancia de $ 5.910,6 millones, en comparación con la ganancia de $ 4.226,6 millones generada el año anterior.

Resultado integral:

Los otros resultados integrales correspondientes al presente ejercicio fueron positivos en $ 19.345,4 millones, en comparación con los $ 15.790,9 millones positivos registrados por este concepto durante 2019. Estos resultados provienen mayoritariamente de la diferencia de conversión de las propiedades, plantas y equipos y de los préstamos nominados en dólares, por la depreciación del peso durante el presente ejercicio y de la variación del valor razonable de los instrumentos de cobertura de caja de nuestras sociedades controladas Y-GEN e Y-GEN II.

En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue una ganancia de $ 25.256 millones, en comparación con la ganancia de $ 20.017,5 millones durante 2019.

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Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, la generación de caja operativa alcanzó los $ 12.233,9 millones, un 65,4% superior a la del ejercicio anterior. Este incremento de $ 4.384,9 millones tuvo lugar principalmente por el aumento del EBITDA de $ 6.043,6 millones.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de $ 11.700,4 millones durante el presente ejercicio, un 48,9% menor al año anterior, con un nivel de inversiones en activos fijos que totalizaron $14.985,2 millones (incluyendo los anticipos a proveedores) e ingresos netos por operaciones con títulos valores por $3.448,9 ($ 1.440,9 durante el ejercicio anterior).

A su vez, el flujo de efectivo aplicado a las actividades de financiación alcanzó un total de $ 4.409,3 millones, lo que representa una disminución del 127,3%, en relación a la generación de fondos de 2019. Esta variación se debe principalmente a una disminución en los aportes de socios por $ 5.691 millones, una disminución neta en la toma de préstamos por $ 11.895,9 millones y un mayor pago de intereses y otros costos financieros por $ 2.987,7 millones por un mayor nivel de endeudamiento.

Adicionalmente en este ejercicio, debido a la revaluación de los saldos de efectivo y equivalentes nominados en dólares, y producto de la devaluación registrada del 40,6%, dichos saldos se incrementaron en $ 3.450,7 millones.

La generación de recursos previamente explicada deviene en una posición de efectivo y equivalentes de $ 14.296,6 millones al 31 de diciembre de 2020. Asimismo, la deuda financiera del Grupo alcanzó los $ 87.886,3 millones, siendo exigible en el corto plazo solo un aproximadamente 33% del total.

1.3.2. CUARTO TRIMESTRE 2020 VS. CUARTO TRIMESTRE 2019

A nivel operativo, durante el cuarto trimestre de 2020 la generación de energía producida por el Grupo aumentó un 51,6% respecto al mismo período de 2019, alcanzando una generación de 2.310 GWh en el trimestre. Asimismo, la potencia comercial disponible de energía térmica del Grupo aumentó un 26,7%, alcanzando en promedio los 1.4320 MW. En cuanto al factor de capacidad de energía renovable, el mismo alcanzó el 55,5% en el cuarto trimestre de 2020, lo que representa una disminución del 13,8% con respecto al mismo período de 2019.

Los ingresos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 fueron de $ 6.930,1 millones, lo que representa un aumento del 33,2% en comparación con los $ 5.203,8 millones correspondientes al mismo período de 2019. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos del Grupo antes mencionados se destacan:

• Mayores ingresos provenientes de nuestros contratos de abastecimiento de energía a largo plazo (PPA) por $ 2.214,1 millones, lo que representa un incremento del 87,5%, debido principalmente a:

• Central Térmica El Bracho: El incremento de los volúmenes de generación del cuarto trimestre de 2020 fue 1,274,8% superior comparado con el mismo período de 2019, gracias a la entrada en operación de la TV por la finalización del proyecto de cierre de ciclo, lo cual incrementó la eficiencia de la planta favoreciendo su despacho. En contrapartida, la potencia disponible de la TG fue 1,8% menor con respecto al mismo período de 2019, ya que su mayor despacho y las altas temperaturas en sitio afectaron en detrimento su disponibilidad de potencia. En contrapartida, se comenzaron a registrar los ingresos por potencia de la TV.

• Parque eólico Los Teros I: entró en operación hacia finales del tercer trimestre de 2020 con factor promedio de capacidad de 51,6%.

• Central Loma Campana I: Si bien durante el acumulado del presente ejercicio la disponibilidad comercial y la generación disminuyeron por la falla registrada mencionada previamente, durante el cuarto trimestre de 2020 la disponibilidad y la generación estuvieron en línea con el mismo período del año anterior.

• Loma Campana II la disponibilidad del último trimestre de 2020 disminuyó 29,5% comparado con el mismo período de 2019 debido a una falla durante el mes de diciembre del presente que dejó a la máquina fuera de

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servicio. No obstante, la generación fue ligeramente superior a la del mismo período del año anterior debido a un menor despacho durante 2019 por mayores salidas en períodos de valle.

• La Plata Cogeneración: La generación, disponibilidad y producción de vapor del cuarto trimestre de 2020 estuvieron en línea con el mismo período del año anterior.

• La Plata Cogeneración II entró en operación comercial el 27 de octubre de 2020, por lo que las explicaciones brindadas para el ejercicio completo son aplicables a las explicaciones trimestrales.

Los factores operativos indicados han sido acompañados por un incremento de los precios expresados en pesos debido a la devaluación del 35,4% registrada entre ejercicios.

• Menores ingresos de Energía Base por $ 655,4 millones, lo que representa una disminución de 28,4%.

En este sentido, la generación y disponibilidad del el Complejo de Generación Tucumán del cuarto trimestre de 2020 fueron superiores a las del cuarto trimestre de 2019 dado que durante este último período se realizó el mantenimiento de la SMTU TG02. En contrapartida, CTT tuvo menor despacho que durante el mismo período del año anterior dado que el mismo se vio afectado (particularmente en octubre de 2020) por condiciones de cupo de importación de gas natural y requerimiento de CAMMESA. Adicionalmente, ha impactado la baja de los ingresos de reconocimiento de costos de combustibles por la derogación de la Resolución SGE N° 70/2018 y la pesificación de las tarifas y posterior discontinuación del ajuste por inflación de las mismas correspondiente a las ventas del mes de enero de 2020 en adelante.

• Mayores ingresos por venta de vapor por $ 64,6 millones, o 19,4%, provenientes de la Central La Plata Cogeneración, explicados principalmente por mayores precios de venta expresados en pesos argentinos por la devaluación del período ya que la producción de vapor del período del cuarto trimestre de 2020 estuvo en línea con la del cuarto trimestre de 2019.

Los costos de producción correspondientes al cuarto trimestre de 2020 ascendieron a $ 3.256,3 millones, un 29,9% superior a los $ 2.507,4 millones correspondientes al cuarto trimestre de 2019. El incremento estuvo motivado principalmente por:

• Incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipo en $ 775,2 millones debido fundamentalmente a la apreciación de los activos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad. Adicionalmente, son aplicables las explicaciones previamente mencionadas correspondientes al ejercicio completo relacionadas con las habilitaciones comerciales alcanzadas y el consecuente inicio de la depreciación de los proyectos.

• Incremento en los costos de conservación, reparación y mantenimiento y de contrataciones de obras y otros por $ 107,8 millones, por el incremento general de precios de la economía y por los trabajos de construcción de la línea de alta tensión de Santa Cruz.

• Incremento de sueldos y cargas sociales y de otros gastos de personal por $ 114 millones debido a los incrementos salariales otorgados y el incremento de la plantilla promedio.

• Incremento en los seguros devengados por $ 35,4 millones, debido al incremento en los costos de las pólizas en dólares vigentes, principalmente relacionado con el efecto de la devaluación.

• Disminución en las compras de combustible, gas, energía y otros por $ 412,5 millones, en línea con la derogación de la Resolución SGE N° 70/2018 que redujo los volúmenes de compras bajo la gestión del Grupo, y la disminución del precio del gas.

• Disminución en el transporte de producto y carga por $ 85,4 millones debido principalmente a la baja en los costos de transporte de combustible debido a que las tarifas se encuentran congeladas desde abril de 2019.

Los gastos de administración y comercialización correspondientes al cuarto trimestre de 2020 ascendieron a $ 613,2 millones, presentando un incremento del 81,1% comparado con los $ 338,6 millones registrados en el mismo período de 2019, motivado fundamentalmente por el incremento en el impuesto sobre los débitos y créditos bancarios e ingresos brutos, a mayores gastos de personal y las depreciaciones de propiedades, planta y equipo por los motivos previamente mencionados.

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Los otros resultados operativos corresponden principalmente a los intereses comerciales con CAMMESA y a multas contractuales percibidas. Adicionalmente a los mayores intereses comerciales devengados por el atraso de los pagos de dicha empresa, durante el último trimestre del ejercicio 2020 se han realizado acuerdos con contratistas por los cuales se han perfeccionado las multas contractualmente estipuladas.

El resultado operativo correspondiente al cuarto trimestre alcanzó $ 4.962,1 millones debido a los factores descriptos anteriormente, un 60,5% superior en comparación con el resultado operativo de $ 3.092,2 millones correspondiente al cuarto trimestre de 2019.

Los resultados por participación en nuestra sociedad vinculada IDS correspondientes al cuarto trimestre de 2020 fueron una ganancia de $ 151,9 millones, en comparación con la ganancia de $ 491,3 millones, correspondiente al mismo período de 2019 ya que tanto la disponibilidad comercial como la energía vendida por CDS disminuyeron 1% y 7,1%, respectivamente. Cabe destacar que CDS ha sido afectada por la pesificación de tarifas y la discontinuación del ajuste por inflación de las tarifas previamente mencionado.

Los resultados financieros, netos correspondientes al cuarto trimestre de 2020 fueron una pérdida de $ 1.854,3 millones, en comparación con una pérdida de $ 1.215,8 millones correspondientes al mismo período de 2019. Este resultado se explica principalmente por:

• Disminución de los intereses negativos y otros resultados financieros por $ 442,4 millones, originada por la cancelación de préstamos que devengaban tasas de interés más altas con nuevas emisiones realizadas durante los meses de junio y octubre a tasas que oscilan entre 0% y 1,49%. Asimismo, se ha generado mayores intereses ganados por la gestión financiera de los excedentes de fondos provenientes de los proyectos finalizados (y menor requerimiento de erogaciones por ese motivo). En contraposición, la habilitación comercial de los proyectos ha causado el cese de la capitalización de intereses requerida por las normas contables aplicables.

• Disminución de la pérdida por diferencia de cambio por $ 344,3 millones, principalmente generada por el comienzo del consumo de los créditos fiscales a causa de las habilitaciones comerciales del trimestre previamente mencionadas.

• Disminución de la ganancia de $ 1.425,2 millones por operaciones con inversiones en títulos valores realizadas ya que durante el último trimestre de 2020 no se realizaron este tipo de transacciones.

El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al cuarto trimestre fue negativo en $ 1.348,9 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 304,3 millones correspondiente a 2019. La variación se debe principalmente al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios y a la mayor conversión contable del rubro propiedades, planta y equipo, parcialmente compensado con el ajuste impositivo de dichos bienes.

Resultado neto:

El resultado neto correspondiente al cuarto trimestre de 2020 fue una ganancia de $ 1.910,7 millones, en comparación con una ganancia de $ 2.063,4 millones durante el mismo período de 2019.

Resultado integral:

Los otros resultados integrales correspondientes al cuarto trimestre fueron positivos en $ 6.661,3 millones, en comparación con una ganancia registrada por este concepto durante 2019 de $ 2.166,1 millones. Estos resultados provienen mayoritariamente de la diferencia de conversión de las propiedades, plantas y equipos y de los préstamos nominados en dólares, por la depreciación del peso durante el presente período y de la variación del valor razonable de los instrumentos de cobertura de caja de nuestras sociedades controladas Y-GEN e Y-GEN II.

En base a todo lo anterior, el resultado integral total correspondiente al cuarto trimestre de 2020 fue una ganancia de $ 8.572,1 millones, en comparación con la ganancia de $ 4.229,4 millones durante el mismo período de 2019.

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Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

Durante el cuarto trimestre de 2020, la generación de caja operativa alcanzó los $ 2.996,6 millones, lo que representó un incremento de $ 1.827,1 millones con respecto al mismo período del año anterior que tuvo lugar principalmente por el aumento del EBITDA de $ 3.335,0 millones y una erosión del capital de trabajo de $ 1.507,8 millones.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de $ 2.429,2 millones durante el presente período, un 72,6% menor al mismo período del año anterior, principalmente porque las inversiones en activos fijos totalizaron $ 2.038,5 millones (incluyendo anticipos a proveedores), en comparación con $ 10.272,5 millones en 2019, siendo menores en un 79,9% y compensado parcialmente por los menores ingresos netos provenientes de operaciones con activos financieros por $ 1.425,2.

A su vez, el flujo de efectivo generado por las actividades de financiación alcanzó un total de $ 471,6 millones, lo que representa un aumento neto de fondos de $ 2.596,0 millones. Esta variación fue generada principalmente por el aumento neto de las tomas de préstamos por $ 2.395,9 millones.

Adicionalmente en este período, como consecuencia de la devaluación registrada y que el Grupo ha mantenido mayoritariamente la posición de efectivo y equivalentes en dólares, se registraron revaluaciones en los saldos de efectivo por un valor de $ 815,3 millones.

La variación de recursos previamente explicada deviene en una posición de efectivo y equivalentes de $ 14.296,6 millones al 31 de diciembre de 2020. Asimismo, la deuda financiera del Grupo alcanzó los $ 87.886,3 millones, siendo exigible en el corto plazo solo un aproximadamente 33% del total.

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2. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL

Estados de Situación Financiera Consolidados al 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018, 2017 y al 1° de enero de 2017. (Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

31/12/2020	31/12/2019	31/12/2018	31/12/2017	01/01/2017
Activo no corriente 148.384.348 96.535.418 41.765.973 8.283.038 3.203.092 Activo corriente 30.659.286 26.622.447 16.148.905 1.102.950 1.236.511
TOTAL DEL ACTIVO 179.043.634 123.157.865 57.914.878 9.385.988 4.439.603
Patrimonio Aporte de los propietarios 8.411.982 8.411.982 8.411.982 2.506.556 58.816 Reserva, otros resultados integrales y resultados acumulados 62.382.821 37.126.778 17.109.294 1.406.831 1.688.589
TOTAL PATRIMONIO NETO 70.794.803 45.538.760 25.521.276 3.913.387 1.747.405
Pasivo Pasivo no corriente 70.190.152 58.061.762 20.722.614 3.527.153 1.901.093 Pasivo corriente 38.058.679 19.557.343 11.670.988 1.945.448 791.105
TOTAL DEL PASIVO 108.248.831 77.619.105 32.393.602 5.472.601 2.692.198
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 179.043.634 123.157.865 57.914.878 9.385.988 4.439.603

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3. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE RESULTADOS

Estados de Resultados Integrales Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018 y 2017.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

2020	2019	2018	2017
Ingresos por ventas 21.416.226 16.113.915 7.124.905 1.470.670 Costos de producción (10.013.353) (7.701.253) (2.401.625) (443.646)
Resultado bruto 11.402.873 8.412.662 4.723.280 1.027.024 Gastos de administración y comercialización (2.104.737) (1.329.280) (544.414) (183.508) Resultado remedición participación preexistente - - 1.785.033 - Regularización de acreencias - 611.025 - - Otros resultados operativos, netos 2.068.351 173.126 (292) (723)
Resultado operativo 11.366.487 7.867.533 5.963.607 842.793 Resultado por participación en sociedades 355.876 778.173 268.015 67.503 Resultados financieros, netos (2.014.783) (2.060.161) (1.322.522) 11.579
Resultado neto antes del impuesto a las ganancias correspondiente a operaciones continuadas 9.707.580 6.585.545 4.909.100 921.875 Impuesto a las ganancias (3.796.932) (2.358.969) (416.984) (269.105)
Resultado neto del período por operaciones continuadas 5.910.648 4.226.576 4.492.116 652.770
Resultado después del impuesto a las ganancias del período correspondiente a operaciones discontinuadas - - 13.296 193.987
Resultado neto del ejercicio 5.910.648 4.226.576 4.505.412 846.757
Otros Resultados Integrales del ejercicio - Otros resultados integrales que no se reclasificará a resultados en períodos posteriores 19.507.570 15.869.480 11.170.660 542.191 - Otros resultados integrales que se reclasificarán a resultados en períodos posteriores (162.175) (78.572) 26.391 -
Otros resultados integrales del ejercicio 19.345.395 15.790.908 11.197.051 542.191
Resultado integral total del ejercicio 25.256.043 20.017.484 15.702.463 1.388.948

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4. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO

Estados de Flujos de Efectivo Consolidados por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019, 2018 y 2017.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

2020	2019	2018	2017
Flujo neto de Efectivo de las Actividades Operativas 12.233.931 7.395.103 5.436.708 901.168 Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Inversión (11.700.448) (22.915.630) (10.829.186) (3.004.469) Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Financiación (4.409.305) 16.165.324 9.292.223 1.522.203
(Disminución) Aumento neto del efectivo (3.875.822) 644.797 3.899.745 (581.098)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo 3.450.735 9.375.548 662.509 68.733 Variación del efectivo y equivalentes de efectivo de activos mantenidos para su disposición 21.194 (21.194) - - Efectivo al inicio del ejercicio 14.700.487 4.701.336 139.082 651.447 Efectivo al cierre del ejercicio 14.296.594 14.700.487 4.701.336 139.082
(Disminución) Aumento neto del efectivo (3.875.822) 644.797 3.899.745 (581.098)

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5. DATOS ESTADÍSTICOS

(no cubierto por el informe de los auditores independientes)

Energía eléctrica remunerada	Unidad 2020	2019	2018
Central Generación Tucumán Loma Campana I Loma Campana Este La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración II Parque eólico Manantiales Behr Loma Campana II – Y-GEN Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Gas Natural) Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Vapor) Los Teros I	GWh 4.021,8 3.710,2 5.247,0 GWh 628,9 715,1 452,0 GWh 42,0 45,0 33,5 GWh 874,6 820,3 873,5 K Tn 1.687,3 1.599,4 1.621,9 GWh 4,9 - - GWh 518,1 517,3 140,5 GWh 514,8 503,9 395,2 GWh 479,6 136,9 499,4 182,2 - - GWh 163,8 - -
Total Total	GWh 7.430,7 6.448,7 7.641,1
	K Tn 1.687,3 1.599,4 1.621,9
Factor de carga de energía renovable	Unidad 2020	2019	2018
Promedio ponderado de la capacidad instalada de losparques eólicos	% 55,5 61,7 -

Potencia remunerada Unidad 2020	2019	2018
Central Generación Tucumán MW 718,7 682,7 700,3 Loma Campana I MW 71,7 81,6 51,6 Loma Campana Este MW 9,1 12,0 9,4 La Plata Cogeneración I MW 107,9 100,1 107,6 La Plata Cogeneración II 1,8 - - Parque eólico Manantiales Behr MW Loma Campana II – Y-GEN MW 96,8 92,9 93,7 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Gas natural) MW 257,2 256,4 232.6 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Vapor) MW 31,5 - - Los Teros I MW

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6. ÍNDICES

31/12/2020 31/12/2019 31/12/2018	31/12/2017	01/01/2017
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente) 0,81 1,36 1,38 0,57 1,6 Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total) 0,65 0,59 0,79 0,72 0,65 Inmovilización del Capital (Activo no corriente sobre Activo Total) 0,83 0,78 0,72 0,88 0,72 Rentabilidad (Resultado del ejercicio sobre Patrimonio Neto Promedio) 10,2% 11,9% 30,6% 29,9% -

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 – MARZO – 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3

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7. PRINCIPALES LOGROS DEL EJERCICIO Y PERSPECTIVAS

La Sociedad es una compañía de energía eléctrica rentable, eficiente y sustentable, que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa. Esta es la misión de la Sociedad, la definición más profunda de su razón de ser.

La visión de la Sociedad es lograr ser una de las principales compañías del sector de generación de energía eléctrica, líder en energías renovables, con estándares de seguridad, tecnología, eficiencia y calidad de referencia mundial.

Para el logro de esta desafiante visión, el trabajo de la Sociedad se enmarca en los siguientes lineamientos estratégicos:

• Crecimiento sustentable con rentabilidad y disciplina financiera.

• Búsqueda del liderazgo en el mercado de generación con foco en las energías renovables.

• Garantizar soluciones energéticas competitivas para nuestros clientes.

• Operaciones y procesos eficientes, confiables, transparente, íntegros y seguros.

• Desarrollar y fortalecer nuestra gente como elemento diferenciador.

• Sustentabilidad social y ambiental en nuestras operaciones.

Asimismo, la Sociedad ha logrado consolidar una cultura que la defina como compañía, que guía su estrategia, que contribuye a cuidar su gente y forma parte de su diferencial competitivo. La cultura se basa en seis valores corporativos seleccionados y definidos con la participación de todo el personal de la compañía:

• Sustentabilidad

• Trabajo en equipo

• Foco en resultados.

• Pasión

• Agilidad

• Compromiso

• Integridad

Una de nuestras fortalezas está dada por la calidad y renombre de nuestros accionistas. YPF S.A. es propietario del 75,01% y General Electric controla el 24,99% de nuestro capital social. YPF S.A. es la mayor empresa energética de Argentina que opera una cadena de petróleo y gas totalmente integrada, con posiciones de liderazgo en el mercado, tanto en los segmentos Upstream como Downstream, es mayoritariamente de propiedad del Estado Argentino y cotiza en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires y en la Bolsa de Nueva York desde 1993. YPF es también uno de los mayores usuarios de electricidad en Argentina y es la mayor empresa privada del país, con contratos de compra de energía (PPA por sus siglas en inglés) por más de 180 MW de capacidad instalada. General Electric es una empresa industrial diversificada de 126 años de antigüedad con operaciones en más de 150 países y negocios que abarcan los sectores de aviación, energía y salud. Nuestros accionistas brindan un apoyo tecnológico y técnico significativo a nuestras plantas y planes de expansión, necesario para la consecución de nuestros objetivos.

Desde su creación en 2013, YPF Luz viene creciendo muy rápidamente y se transformó en pocos años de una pequeña subsidiaria de YPF S.A. a un actor importante en el mercado argentino de generación de energía.

En este sentido, en los ejercicios 2018 y 2019 se realizaron inversiones por un valor de US$ 847 millones, que permitieron finalizar varios proyectos que incrementaron significativamente nuestra oferta de energía. En materia de desarrollo de proyectos de generación de energía térmica, finalizamos la construcción de dos plantas de generación eléctrica ubicadas en las localidades de El Bracho, provincia de Tucumán, y Añelo (Loma Campana), provincia de Neuquén, y concretamos la adquisición de la Central La Plata Cogeneración (“CLPC”) a Central Puerto S.A. En materia de desarrollo de proyectos de energía renovables, en 2018 se finalizó la construcción del parque eólico Manantiales Behr, de 99 MW de potencia instalada, que cuenta con 30 aerogeneradores Vestas de 3,3 MW de potencia. Este proyecto tiene asignada prioridad de despacho en el MATER por el 100% de su potencia instalada. Este es uno de los emprendimientos eólicos más importantes del país por tamaño y calidad del recurso que permite generar energía eléctrica en la zona de Comodoro

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Rivadavia, reforzando el abastecimiento de la región y de las operaciones de YPF. En el primer año de operaciones (de agosto 2018 a agosto 2019), el parque tuvo el mayor rendimiento de la Argentina, y uno de los más altos a nivel mundial, con un factor de capacidad del 62%.

Con fecha 17 de septiembre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial (COD) de 99,58 MW correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I el cual se encuentra ubicado próximo a la ciudad de Azul en la Provincia de Buenos Aires. Posteriormente se obtuvo la habilitación comercial de los restantes aerogeneradores que completan PELT I, de modo de alcanzar una potencia total de 123 MW.

En el mismo sentido, con fecha 23 de octubre de 2020 CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Turbina de Vapor N° 1 de la Central Térmica El Bracho hasta una potencia máxima total de 199 MW. La Turbina de Vapor N°1 completa el ciclo combinado de El Bracho, en Tucumán, y agrega 199 MW de capacidad instalada a la turbina de gas a ciclo abierto de alta eficiencia inaugurada en 2018. De esta manera el Ciclo Combinado completo alcanzará una potencia combinada total de 473 MW.

El nuevo ciclo combinado permite aumentar significativamente el nivel de eficiencia del proceso de generación de energía eléctrica que hasta dicho momento era de 38% para llegar a 57% y alcanzar así uno de los niveles más altos de eficiencia térmica del país. Con la finalización de esta obra, el Complejo Generación Tucumán se convierte en el centro de generación térmica más grande de la Argentina, con una capacidad instalada de 1.302 MW que puede abastecer a 2,7 millones de hogares.

Por último, con fecha 27 de octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Central Térmica Cogeneración La Plata hasta una potencia máxima total de 89,2 MW, del Agente Cogenerador YPF Energía Eléctrica S.A.

Esta nueva planta generadora se encuentra ubicada dentro del complejo industrial en Ensenada, La Plata, Provincia de Buenos Aires, la cual es de propiedad de YPF S.A. Es importante destacar que la Sociedad ha celebrado un contrato de compraventa de energía con CAMMESA bajo la Resolución de Secretaría de Energía Eléctrica N°287-E/2017 por el término de 15 años, en el cual la Sociedad se compromete a mantener una potencia de generación de 85 MW.

La mejora en la eficiencia del proceso productivo de la nueva cogeneración, que suma 90 MW de potencia instalada para la generación de energía firme y sustentable, permitirá un ahorro en el consumo de gas, ya que con el mismo gas natural que se utiliza para generar sólo vapor, se generará energía para 187 mil usuarios.

Esta planta se suma a La Plata Cogeneración I, de 128 MW, para formar hoy el Complejo de Cogeneración con mayor potencia instalada de la Argentina con 218MW, equivalente al consumo de 457 mil hogares que, además, tendrá un aporte de vapor de 400 ton/hora.

Con todo ello, el Grupo alcanzó una capacidad de generación neta de 2.249 MW.

Como se mencionó previamente, la estrategia definida por el Grupo plantea alcanzar un posicionamiento de liderazgo en el Mercado Eléctrico de Generación de Argentina, para lo cual se está avanzando en el desarrollo de los proyectos y la estructuración del negocio para llegar al desafiante objetivo planteado.

En ese sentido, la Sociedad continuó realizando inversiones destinadas principalmente a la construcción de 3 proyectos que aportarán una capacidad adicional de 231,3 MW. Estos proyectos son:

• Parque eólico Los Teros II: Se trata de un parque de 52 MW de potencia, ubicado a 6 kilómetros del proyecto “Los Teros I”. El mismo resultó adjudicatario de la prioridad de despacho para abastecer el MATER. Se prevé la habilitación comercial para el primer trimestre de 2021.

• Central térmica Manantiales Behr: Con el fin de proveer energía a las operaciones YPF S.A. se instalará en la localidad de Manantiales Behr una planta de generación térmica. La misma tendrá una potencia neta instalada de 57,5 MW. Se planea el comienzo de operación durante el primer trimestre de 2021.

• Parque eólico Cañadón León: En el marco del Programa RenovAr 2.0, la Sociedad resultó adjudicataria de un PPA con CAMMESA por 20 años para la provisión de energía renovable a través del proyecto Parque Eólico Cañadón León de 99 MW de potencia, ubicado en la provincia de Santa Cruz, a 25 kms. de la ciudad de Caleta Olivia, y

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aproximadamente a 100 kms. del Parque Eólico Manantiales Behr. Adicionalmente se están construyendo otros 22,8 MW, destinados a abastecer el MATER. Se planea la habilitación comercial para el segundo trimestre de 2021.

Adicionalmente, la Sociedad está desarrollando activamente nuevos proyectos, tanto de generación térmica como renovable para abastecer a la demanda de acuerdo con el marco regulatorio vigente. Por otra parte, la Sociedad está analizando en forma permanente oportunidades de negocio de adquisiciones de activos o compañías en operación, tanto en Argentina como en la región.

La Sociedad busca captar oportunidades de mercado con los proyectos más eficientes en términos de tecnología y de costos, procurando mejorar en forma permanente. La Sociedad trabaja mirando el futuro, teniendo en cuenta las nuevas tendencias del mercado: las energías renovables, movilidad eléctrica, la acumulación de energía (baterías), las smart grids (energía distribuida combinada para sectores aislados o no) y la complementariedad de las energías renovables y las convencionales. Para esto último, se apalanca en las sinergias que tiene con sus accionistas; en el caso de YPF en lo referente al gas natural y a la producción de Vaca Muerta, lo que le permitirá tener un diferencial respecto a los demás actores del mercado, y en el caso de General Electric, que con su know-how tecnológico permitirá potenciar y acelerar los proyectos de generación eléctrica.

En materia comercial, el Grupo continúa avanzando en la construcción de una cartera de clientes de primer nivel internacional para el suministro de las energías renovables de sus parques eólicos en operación y construcción, a través de contratos de largo plazo que le otorguen seguridad y previsibilidad en sus flujos de fondos. En este aspecto se destacan los acuerdos logrados con Coca-Cola FEMSA Argentina, con Toyota Argentina y con Profertil durante 2018, para proveerles energía renovable provenientes del parque eólico Manantiales Behr, el acuerdo con Holcim Argentina en julio de 2019 para proveer la energía del Parque Eólico Los Teros y el acuerdo recientemente firmado en febrero de 2020 con Ford Argentina S.A. Adicionalmente, en octubre de 2019 el gobierno argentino autorizó el ingreso de YPF Energía Eléctrica Comercializadora S.A.U, una sociedad 100% del Grupo YPF Luz, en calidad de agente comercializador del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A través de esta iniciativa, el Grupo busca poder incrementar su oferta de energías renovables por medio de la comercialización de energías de terceros y lograr el liderazgo en este segmento, siendo el nexo entre la oferta y la demanda creciente de la industria.

Para poder ejecutar su plan estratégico, la Estrategia Financiera de la Sociedad estará dirigida a:

1. Mantener una disciplina financiera.

2. Realizar una estricta alocación del capital en proyectos de inversión que superen la rentabilidad objetivo.

3. Lograr un flujo de caja positivo sostenido.

4. Incrementar el pago de los dividendos a nuestros accionistas.

Como parte de esta estrategia financiera, durante el ejercicio 2019 la Sociedad ingresó al régimen de Oferta Pública de títulos valores, y creó el Programa Global de Obligaciones Negociables por hasta US$ 1.500 millones. En el marco de este programa, durante los meses de mayo, junio y julio de 2019, la Sociedad realizó dos colocaciones de Obligaciones Negociables por un valor total de US$ 500 millones. Adicionalmente, durante junio y octubre de 2020 se realizó una colocación adicional de US$ 100 millones (US$ 50 millones cada una de ellas). Estamos muy orgullosos con los resultados de nuestras primeras emisiones, tanto local como internacional, porque somos una empresa joven con solo 6 años en el mercado de generación eléctrica, pero que ya hemos logrado posicionarnos como un referente importante de la industria lo que nos ha permitido este fuerte respaldo de los mercados.

El financiamiento está siendo destinado a los proyectos de inversión que la Sociedad está construyendo y desarrollando, así como también a la integración del capital de trabajo necesario para continuar con el crecimiento previsto.

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8. IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19

Dada la situación extraordinaria que ha planteado la pandemia mundial de COVID19, se detalla un resumen de las acciones desarrolladas por la Sociedad:

El 11 de marzo de 2020, la Organización Mundial de la Salud declaró pandemia al brote de Coronavirus (COVID-19), debido a su rápida propagación por el mundo, habiendo afectado a más de 190 países.

El 12 de marzo, en la República Argentina, donde opera YPF Luz el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) N°260/2020, y sus modificatorias, estableció la emergencia sanitaria para la gestión de COVID-19, y el 19 de marzo el PEN emitió el Decreto N°297/2020 que declaró el aislamiento social, preventivo y obligatorio, que se fue prorrogando sucesivamente hasta ponerse en vigencia un esquema de distanciamiento social, preventivo y obligatorio que permanece aún vigente.

La generación eléctrica fue declarada servicio esencial y se le permitió operar desde el inicio de la cuarentena, mientras que las obras de infraestructura eléctrica se declararon esenciales a partir del 6 de abril. Entre las medidas derivadas de la pandemia se incluyeron, entre otras, la prohibición de despidos sin causa justificada por razones de reducción de personal trabajo o fuerza mayor, restricción general sobre el desplazamiento de personas, restricciones generales de viaje, suspensión de visas, cierre parcial o total de instituciones públicas y privadas, suspensión de eventos deportivos, restricciones a la operación de museos y atracciones turísticas y extensión de vacaciones.

A través del Decreto 576/2020, el 29 de junio el PEN determinó medidas más restrictivas en la zona de la Ciudad de Buenos Aires y alrededores (AMBA), y permitió a los gobiernos provinciales liberar o restringir la actividad según ciertos parámetros de la evolución local de Covid-19. Si bien todas las provincias y localidades han permitido la actividad de servicios esenciales, muchas aplican restricciones, o períodos de aislamiento que dificultan el normal desarrollo de las actividades de la Sociedad y de sus contratistas.

Las medidas derivadas de COVID-19 están afectando de forma significativa la economía nacional, regional y global, debido a las dificultades de las cadenas de suministro y al aumento significativo de la incertidumbre económica, evidenciado por mayor volatilidad del precio de los activos y tipos de cambio y disminución de las tasas de interés a largo plazo.

Para hacer frente a esta pandemia, y siendo que la generación de energía eléctrica ha sido declarada actividad esencial por el PEN, YPF Luz ha implementado protocolos y acciones para proteger a las personas y permanecer operativa durante la pandemia. Entre las principales acciones se destacan:

• Se formó un Comité de Crisis COVID-19 desde principios de marzo de 2020, que se reúne en forma diaria para monitorear la situación, analizar regulaciones y recomendaciones publicadas, y aplicar medidas para cuidar a la empresa, sus operaciones y principalmente su gente. El Comité ha publicado una serie de Protocolos y Procedimientos para prevenir el Covid-19, asegurar la higiene de instalaciones y asegurar la continuidad de las operaciones. También ha publicado un Protocolo de Obras y Servicios que aplica a todo el personal en proyectos en construcción, incluyendo a personal de contratistas y subcontratistas.

• Se implementó un sistema de operación remota para minimizar el potencial impacto de Covid-19, con foco en la seguridad y salud del personal.

• Se gestionaron permisos de circulación para que todo el personal esencial pueda llegar a sus puestos de trabajo sin inconvenientes.

• Se adaptó el programa de formación a la modalidad Online y se incorporaron nuevos contenidos tales como Charlas Inter Áreas y capacitaciones Online de ITBA, entre otros.

• Se comunicaron las medidas permanentemente a los empleados y se enviaron las actualizaciones correspondientes a los protocolos a través de diferentes canales de comunicación.

• Se creó una página dedicada COVID-19, en la Intranet de la Sociedad donde los empleados pueden acceder a toda la información: protocolos, normativa, novedades y consejos. Se creó además, una sección en la web corporativa

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020

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con información relevante para comunidades y partes interesadas sobre Covid-19 (Ver https://ypfluz.com/Coronavirus).

• Se están realizando simulacros de casos sospechosos en todos los sitios pasa asegurar una respuesta adecuada ante un posible caso de Covid-19.

• Se establecieron testeos preventivos y medidas de prevención adicionales (alojamiento diferenciado hasta el resultado del test) para trabajadores provenientes de zonas de transmisión epidemiológica.

• Se adaptó el Programa de Inversión Social de la Sociedad al nuevo contexto, y se trabajó en la identificación de las necesidades en las comunidades cercanas a los sitios adonde opera la Sociedad.

• Se donaron materiales de higiene sanitaria y kits PCR a hospitales cercanos y así como productos sanitizantes y barbijos a otras entidades cercanas.

Todos los empleados de YPF Luz llevan meses adaptándose con agilidad vertiginosa para innovar en la forma en la que trabajan, tanto quienes deben hacerlo desde sus casas como quienes están cumpliendo tareas esenciales en los Complejos de Generación. Todos están aprendiendo día a día a superar los obstáculos que esta pandemia implica para la organización de sus rutinas diarias, procurando mantener la eficiencia que cada rol requiere y la coordinación que el equipo necesita.

Ante el desafiante contexto, YPF Luz ha definido poner foco en los siguientes aspectos:

1. CUIDAR A NUESTRA GENTE: Priorizar la salud y la seguridad en todo momento y todo lugar, proteger las fuentes de trabajo.

2. CUIDAR LOS INGRESOS Y COSTOS: Minimizar los costos y trabajar cerca de los clientes.

3. APOYAR A CLIENTES Y PROVEEDORES ESTRATÉGICOS: Entender sus necesidades y cómo se los puede ayudar construyendo y mejorando la relación a largo plazo. Cumplir los compromisos y mantener la disponibilidad y generación de los equipos en operación.

1. SURGIR DE LA CRISIS MÁS FUERTES: Desarrollar y aplicar nuevas tecnologías para mejorar el desempeño, aprender, capacitarse, mejorar las operaciones, compartir conocimientos y crecer.

Santiago Martínez Tanoira

Presidente

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

Juntamente con el Informe de los Auditores Independientes y el Informe de la Comisión Fiscalizadora

Deloitte & Co. S.A. Florida 234, 5° piso C1005AAF Ciudad Autónoma de Buenos Aires Argentina Tel.: (+54-11) 4320-2700 Fax: (+54-11) 4325-8081/4326-7340

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Informe de Auditoría Emitido por Auditores Independientes

A los Señores Presidente y Directores de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANONIMA

CUIT Nº: 30-71412830-9 Domicilio Legal: Av. Córdoba 111, Piso 14 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Informe sobre la auditoría de los estados financieros individuales

1. Opinión

Hemos auditado los estados financieros individuales adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANONIMA (la Sociedad) que comprenden el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2020, los estados individuales de resultados integrales, de cambios en el patrimonio y de flujo de efectivo correspondientes al ejercicio finalizado en dicha fecha, así como la información explicativa de los estados financieros individuales incluida en las notas 1 a 32, que incluye un resumen de las políticas contables significativas.

En nuestra opinión, los estados financieros individuales adjuntos presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. al 31 de diciembre de 2020, así como su resultado integral, y los flujos de su efectivo por el ejercicio económico finalizado en esa fecha de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF).

2. Fundamento de la opinión

Hemos llevado a cabo nuestra auditoría de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (NIA), emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Auditoría y Aseguramiento (IAASB, por sus siglas en inglés). Nuestras responsabilidades de acuerdo con dichas normas se describen más adelante en la sección de Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros individuales de nuestro informe. Somos independientes de la Sociedad de conformidad con el Código Internacional de Ética para Profesionales de la Contabilidad (incluidas las Normas Internacionales de Independencia) emitido por el Consejo de Normas Internacionales de Ética para Contadores (Código del IESBA) junto con los requerimientos que son aplicables a nuestra auditoría de los estados financieros individuales en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, y hemos cumplido las demás responsabilidades de ética de conformidad con esos requerimientos y con el Código del IESBA. Consideramos que los elementos de juicio que hemos obtenido proporcionan una base suficiente y apropiada para nuestra opinión.

Deloitte & Co. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. - T° 1, Folio 3

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3. Cuestiones clave de la auditoría

Las cuestiones clave de la auditoría son aquellas cuestiones que, según nuestro juicio profesional, han sido de la mayor significatividad en nuestra auditoría de los estados financieros individuales correspondientes al presente ejercicio. Estas cuestiones han sido tratadas en el contexto de nuestra auditoría de los estados financieros individuales en su conjunto y en la formación de nuestra opinión sobre éstos, y no expresamos una opinión por separado sobre esas cuestiones.

Propiedades, Planta y Equipo – Evaluación del deterioro del valor registrado de las plantas de generación – Ver nota 2.4 a los estados financieros consolidados de YPF Energía Eléctrica S.A.

Descripción de la cuestión

La evaluación por parte de la Sociedad del deterioro del valor registrado en Propiedades, Planta y Equipo comprendió la comparación del valor recuperable de cada Unidad Generadora de Efectivo (“UGE”) con su respectivo valor registrado. La Sociedad definió a cada planta de generación como una UGE independiente y determinó el valor recuperable con base en el valor en uso de cada UGE. Dicho valor es calculado con base en el modelo del flujo de efectivo descontado, que requiere que la Gerencia de la Sociedad efectúe estimaciones e hipótesis significativas relacionadas con los ingresos, costos e inversiones futuras y la tasa de descuento. Los cambios en dichas estimaciones e hipótesis podrían tener un impacto significativo en el valor recuperable de cada UGE y potencialmente en la evaluación del deterioro. El monto registrado por las plantas de generación en la línea Instalaciones de producción, maquinaria y equipos y repuestos y obras en proceso del rubro Propiedades, Planta y Equipo al 31 de diciembre de 2020 ascendió a miles de $ 57.264.531 y 9.378.763 respectivamente. El valor recuperable de cada planta de generación considerada individualmente ha superado su respectivo valor registrado al 31 de diciembre de 2020 y, en consecuencia, no se ha registrado ningún cargo por deterioro.

Considerando los juicios significativos realizados por la Gerencia de la Sociedad para la estimación del valor de recupero de las plantas de generación, la realización de nuestros procedimientos de auditoría para evaluar la razonabilidad de las estimaciones e hipótesis efectuadas por la Gerencia de la Sociedad relacionadas con los ingresos, costos e inversiones futuras y la tasa de descuento, han requerido de un alto grado de juicio profesional y esfuerzo de auditoría.

Tratamiento de la cuestión en nuestra auditoría

Nuestros procedimientos de auditoría han incluido, entre otros:

• Realizamos procedimientos de evaluación de riesgo relacionados con el deterioro para cada UGE a los efectos de diseñar nuestros procedimientos adicionales de auditoría en función de dichos riesgos.

• Efectuamos un entendimiento de los controles relevantes establecidos por la Sociedad relacionados con el proceso de evaluación del deterioro de los saldos de Propiedades, Planta y Equipo.

• Revisamos la exactitud de los cálculos matemáticos y la integridad en los flujos de efectivo utilizados para determinar el valor en uso de cada UGE identificada.

• Evaluamos la capacidad de la Gerencia para efectuar proyecciones precisas de los ingresos y costos e inversiones, mediante la comparación de las proyecciones históricas efectuadas por la Gerencia contra los montos reales.

• Evaluamos la razonabilidad de las proyecciones de la Gerencia de los ingresos y costos e inversiones mediante la comparación de las mismas contra:

• Los ingresos, costos e inversiones históricas de la Sociedad.

• Los contratos de venta de capacidad y generación de energía firmados por la Sociedad.

• Reportes con los datos de la demanda histórica de energía y expectativa de tendencias de mercado eléctrico en Argentina emitidos por Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

• Con la asistencia de nuestros especialistas internos en valuaciones, evaluamos la razonabilidad de (1) la metodología de valuación, (2) las proyecciones de ciertas

3

asunciones subyacentes en el cálculo del valor recuperable, y (3) la tasa de descuento a través de la prueba de (i) la información fuente utilizada para el cálculo de la tasa de descuento y (ii) la exactitud matemática del cálculo de la tasa de descuento y el desarrollo de un rango de estimaciones independientes y su comparación con la tasa estimada por la Gerencia.

• Lectura y prueba de la exactitud e integridad de los desgloses en los estados financieros individuales.

4. Responsabilidades del Directorio de la Sociedad en relación con los estados financieros individuales

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros individuales adjuntos de conformidad con NIIF y del control interno que el Directorio de la Sociedad considere necesario para permitir la preparación de estados financieros individuales libres de incorrecciones significativas, debida a fraude o error.

En la preparación de los estados financieros individuales, el Directorio de la Sociedad es responsable de la evaluación de la capacidad de la Sociedad de continuar como empresa en funcionamiento revelando, en caso de corresponder, las cuestiones relacionadas con empresa en funcionamiento y utilizando el principio contable de empresa en funcionamiento, excepto si el Directorio tuviera intención de liquidar la Sociedad o de cesar sus operaciones, o bien no existiera otra alternativa realista.

5. Responsabilidades de los auditores en relación con la auditoría de los estados financieros individuales

Nuestros objetivos son obtener una seguridad razonable de que los estados financieros individuales en su conjunto están libres de incorrección significativa, debida a fraude o error, y emitir un informe de auditoría que contenga nuestra opinión. Seguridad razonable es un alto grado de seguridad, pero no garantiza que una auditoría realizada de conformidad con las NIA siempre detecte una incorrección significativa cuando exista. Las incorrecciones pueden deberse a fraude o error y se consideran significativas si, individualmente o de forma agregada, puede preverse razonablemente que influyan en las decisiones económicas que los usuarios toman basándose en los estados financieros individuales.

Como parte de una auditoría de conformidad con las NIA, aplicamos nuestro juicio profesional y mantenemos una actitud de escepticismo profesional durante toda la auditoría. También:

• Identificamos y evaluamos los riesgos de incorrección significativa en los estados financieros individuales, debida a fraude o error, diseñamos y aplicamos procedimientos de auditoría para responder a dichos riesgos y obtenemos elementos de juicio suficientes y apropiados para proporcionar una base para nuestra opinión. El riesgo de no detectar una incorrección significativa debida a fraude es más elevado que en el caso de una incorrección significativa debida a error, ya que el fraude puede implicar colusión, falsificación, omisiones deliberadas, manifestaciones intencionadamente erróneas o la elusión del control interno.

• Obtenemos conocimiento del control interno relevante para la auditoría con el fin de diseñar procedimientos de auditoría que sean apropiados en función de las circunstancias y no con la finalidad de expresar una opinión sobre la eficacia del control interno de la Sociedad.

• Evaluamos si las políticas contables aplicadas son apropiadas, así como la razonabilidad de las estimaciones contables y la correspondiente información revelada por el Directorio de la Sociedad.

• Concluimos sobre lo apropiado de la utilización, por el Directorio de la Sociedad, del principio contable de empresa en funcionamiento y, basándonos en los elementos de juicio obtenidos, concluimos sobre si existe o no una incertidumbre importante relacionada con hechos o con condiciones que pueden generar dudas significativas sobre la capacidad de la Sociedad para continuar como empresa en funcionamiento. Si concluimos que existe una incertidumbre importante, se requiere que llamemos la atención en nuestro informe de auditoría sobre la correspondiente información revelada en los estados financieros individuales o, si dichas revelaciones no son apropiadas, que expresemos una opinión modificada. Nuestras conclusiones se basan en los elementos de juicio obtenidos hasta la fecha de nuestro informe de auditoría. Sin embargo, hechos o condiciones futuros pueden ser causa de que la Sociedad deje de ser una empresa en funcionamiento.

4

• Evaluamos la presentación general, la estructura y el contenido de los estados financieros individuales, incluida la información revelada, y si los estados financieros individuales representan las transacciones y hechos subyacentes de un modo que logren una presentación razonable.

Nos comunicamos con el Directorio de la Sociedad, en relación con, entre otras cuestiones, el alcance y el momento de realización de la auditoría planificados, y los hallazgos significativos de la auditoría, incluyendo cualquier deficiencia significativa del control interno que identifiquemos en el transcurso de la auditoría.

También proporcionamos al Directorio de la Sociedad una declaración de que hemos cumplido los requerimientos de ética aplicables relacionados con independencia, y comunicamos todas las relaciones y demás cuestiones de las que se puede esperar razonablemente que pueden afectar a nuestra independencia y, en su caso, las acciones tomadas para eliminar amenazas o las salvaguardas aplicadas.

Entre las cuestiones que han sido objeto de comunicación con el Directorio de la Sociedad, determinamos las que han sido de la mayor significatividad en la auditoría de los estados financieros individuales del presente ejercicio y que son, en consecuencia, las cuestiones clave de la auditoría. Describimos esas cuestiones en nuestro informe de auditoría salvo que las disposiciones legales o reglamentarias prohíban revelar públicamente la cuestión o, en circunstancias extremadamente poco frecuentes, determinemos que una cuestión no se debería comunicar en nuestro informe porque puede preverse razonablemente que las consecuencias adversas de hacerlo superarían los beneficios de interés público de la misma.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

• a) Los estados financieros individuales adjuntos han sido preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con las normas aplicables de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y de la Comisión Nacional de Valores (CNV).

• b) Las cifras de los estados financieros individuales adjuntos surgen de los registros contables de la Sociedad los cuales han sido preparados en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con las disposiciones legales vigentes.

• c) Los estados financieros individuales adjuntos se encuentran transcriptos en el libro Inventarios y balances de la Sociedad.

• d) En cumplimiento de las normas aplicables de la CNV, informamos las siguientes relaciones porcentuales correspondientes a los honorarios facturados directa o indirectamente por nuestra sociedad profesional al 31 de diciembre de 2020:

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora, y el total de honorarios por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría: 99%.

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora y el total de honorarios por servicios de auditoría facturados a la emisora y a sus sociedades subsidiarias (controladas) y vinculadas: 69%.

• Cociente entre el total de honorarios por servicios de auditoría de estados financieros y otros servicios de auditoría prestados a la emisora y el total de honorarios por todo concepto facturados a la emisora y a sus sociedades subsidiarias (controladas) y vinculadas por todo concepto, incluidos los servicios de auditoría 63%.

5

• e) Según surge de los registros contables de la Sociedad mencionados en el apartado b) de este capítulo, el pasivo devengado al 31 de diciembre de 2020 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $31.292.777 y no era exigible a esa fecha.

• f) Hemos aplicado, los procedimientos sobre prevención de lavado de activos de origen delictivo y financiación del terrorismo previstos en la Resolución C.D. N° 77/2011 del Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2021.

Deloitte & Co. S.A.

(Registro de Asoc. Prof. Universitarios C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3)

Diego De Vivo

Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 223 - Fº 190

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

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

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

CONTENIDO

CONTENIDO	CONTENIDO
INFORMACIÓN LEGAL .................................................................................................................................................................... 1
ESTADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA INDIVIDUALES ..................................................................................................................... 2
ESTADOS DE RESULTADOS ............................................................................................................................................................. 3
ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ................................................................................................................................... 4
ESTADOS DE FLUJOS DE EFECTIVO ................................................................................................................................................. 6
1.	INFORMACIÓN GENERAL Y DEL NEGOCIO DE LA SOCIEDAD................................................................................................ 7
2.	BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES .......................................................................... 7
3.	ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES ............................................................................................................................ 9
4.	ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES ..................................................................................................................................... 9
5.	ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO .................................................................................................................... 11
6.	INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA .............................................................................................................. 11
7.	PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO .................................................................................................................................... 14
8.	ACTIVOS POR DERECHO DE USO ...................................................................................................................................... 15
9.	INVERSIONES EN SUBSIDIARIAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS ............................................................................................... 15
10.	OTROS CRÉDITOS ............................................................................................................................................................. 18
11.	CRÉDITOS POR VENTAS .................................................................................................................................................... 18
12.	EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO ......................................................................................................................... 18
13.	IMPUESTO A LAS GANANCIAS .......................................................................................................................................... 19
14.	PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS .................................................................................................................................... 21
15.	PRÉSTAMOS..................................................................................................................................................................... 22
16.	CUENTAS POR PAGAR ...................................................................................................................................................... 23
17.	INGRESOS POR VENTAS ................................................................................................................................................... 23
18.	GASTOS POR NATURALEZA .............................................................................................................................................. 24
19.	OTROS RESULTADOS OPERATIVOS ................................................................................................................................... 25
20.	RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS ................................................................................................................................. 26
21.	PATRIMONIO ................................................................................................................................................................... 26
22.	RESULTADO NETO POR ACCIÓN ....................................................................................................................................... 26
23.	RESTRICCIONES SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS................................................................................................ 27
24.	PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS ................................................................... 27
25.	PRINCIPALES REGULACIONES Y OTROS ............................................................................................................................ 27
26.	INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS ............................................................................................................... 28
27.	ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS AL PESO ARGENTINO ................................................................................ 30
28.	CLASIFICACIÓN DE LOS SALDOS DE CRÉDITOS Y DEUDAS POR PLAZOS DE VENCIMIENTO ................................................. 31
29.	REGULARIZACIÓN DE ACREENCIAS POR LIQUIDACIONES DE VENTA CON FECHA DE VENCIMIENTO A DEFINIR (“LVFVD”) . 32
30.	PASIVOS CONTINGENTES ................................................................................................................................................. 32
31.	IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19 ............................................................................................... 32
32.	HECHOS POSTERIORES ..................................................................................................................................................... 34

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Avenida Córdoba 111, Piso 14 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina

Ejercicio económico

N° 8 iniciado el 1° de enero de 2020

Actividad principal de la Sociedad

Generación, transporte y comercialización de energía eléctrica a partir de todas las fuentes primarias de producción.

Clave Única de Identificación Tributaria (“CUIT”):

30-71412830-9.

Inscripción en el Registro Público

• Del contrato social: 26 de agosto de 2013.

• Última modificación del estatuto: 20 de marzo de 2018.

Número de registro en la IGJ

16.440 del Libro 65, Tomo A de Sociedades Anónimas.

Fecha de finalización del Contrato Social

26 de agosto de 2112.

Composición del Capital Social

(Importes expresados en pesos argentinos - Ver Nota 21)

Clase de acciones	Suscripto, integrado, emitido e inscripto
Acciones ordinarias escriturales en circulación de valor nominal 1 y con derecho a 1
voto por acción.
Clase A	2.810.302.991
Clase B	936.767.364
	3.747.070.355

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

DIEGO O. DE VIVO Socio | Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

	31 de diciembre de 31 de diciembre de
Notas 2020 2019
ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipo 7 70.185.582 44.041.539 Activos por derecho de uso(1) 8 1.103.372 877.965 Inversiones en subsidiarias y negocios conjuntos 9 54.197.544 34.143.921 Otros créditos 10 2.907.670 1.021.160 Activos mantenidos para su disposición 4 - 1.030.735
Total del activo no corriente 128.394.168 81.115.320
Activo corriente Otros créditos 10 11.014.337 6.886.652 Créditos por ventas 11 5.570.964 5.217.406 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido 12 748.313 - Efectivo y equivalentes de efectivo 12 10.034.391 13.307.789
Total del activo corriente 27.368.005 25.411.847
TOTAL DEL ACTIVO 155.762.173 106.527.167
PATRIMONIO Aportes de los propietarios 8.411.982 8.411.982 Reservas, otros resultados integrales y resultados acumulados 62.382.821 37.126.778
TOTAL DEL PATRIMONIO 70.794.803 45.538.760
PASIVO Pasivo no corriente Provisiones 132.636 58.700 Pasivos por impuesto diferido, netos 13 3.972.443 1.683.191 Pasivos por arrendamientos(1) 14 633.631 551.616 Préstamos 15 47.439.438 43.374.723
Total del pasivo no corriente 52.178.148 45.668.230
Pasivo corriente Cargas fiscales 75.642 32.509 Remuneraciones y cargas sociales 458.161 267.461 Pasivos por arrendamientos(1) 14 206.186 188.833 Préstamos 15 26.052.652 8.284.511 Cuentas por pagar 16 5.996.581 6.546.863
Total del pasivo corriente 32.789.222 15.320.177
TOTAL DEL PASIVO 84.967.370 60.988.407
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO 155.762.173 106.527.167

(1) Ver Nota 2.3.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros individuales.

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

DIEGO O. DE VIVO Socio | Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 223 - F° 190

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

- 3 -

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. ESTADOS DE RESULTADOS INTEGRALES INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

		Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
		diciembre de
	Notas	2020	2019
Ingresos por ventas	17	13.825.902	11.396.366
Costos deproducción(2)	18	(7.507.726)	(6.177.416)
Resultado bruto		6.318.176	5.218.950
Gastos de administración y comercialización(2)	18	(1.651.985)	(1.018.293)
Regularización de acreencias	29	-	611.025
Otros resultados operativos,netos(2)	19	1.055.069	88.575
Resultado operativo		5.721.260	4.900.257
Resultado por participación en sociedades	9	3.036.277	1.956.721
Resultados financieros, netos
- Ingresos financieros	20	7.908.936	4.209.716
- Costos financieros	20	(8.466.573)	(5.832.821)
Resultados financieros,netos(2)	20	(557.637)	(1.623.105)
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias correspondientes a operaciones
continuadas		8.199.900	5.233.873
Impuesto a lasganancias	13	(2.289.252)	(1.007.297)
Resultado neto del ejerciciopor operaciones continuadas		5.910.648	4.226.576
Otros resultados integrales
Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Diferencia de conversión de activos mantenidos para su disposición		149.205	341.812
Diferencia de conversión		19.358.365	15.527.668
Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Resultados por posición monetaria neta de los negocios conjuntos		1.365.095	-
Diferencia de conversión de negocios conjuntos		(1.494.061)	-
Cambios en el valor razonable de instrumentos derivados,netos del efecto impositivo(1)		(33.209)	(78.572)
Otros resultados integrales del ejercicio		19.345.395	15.790.908
Resultado integral total del ejercicio		25.256.043	20.017.484
Resultado del ejercicio atribuible a lospropietarios de la Sociedad		5.910.648	4.226.576
Resultado integral del ejercicio atribuible a lospropietarios de la Sociedad		25.256.043	20.017.484
Ganancia por acción:
- Básica y diluida	22	1,577	1,128

(1) Neto del impuesto a las ganancias relacionado por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 por 15.880 y 23.261, respectivamente(2) Ver Nota 2.3.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros individuales.

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con

nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A.

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [81 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

				Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
	Aportes de los propietarios				Reservas
			Otras			Reserva para	Otros resultados
	Capital	Prima de	contribuciones		Reserva especial	futuras	integrales		Resultados
	suscripto	emisión	de accionistas	Reserva legal	RG N° 609 (1)	inversiones	acumulados		acumulados	Total
Al 1° de enero de 2020	3.747.070	4.604.483	60.429	278.026	11.532	5.080.494	27.530.150		4.226.576	45.538.760
Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria
de Accionistas del 29 de abril de 2020:
-Apropiación a reserva legal	-	-	-	211.329	-	-	-		(211.329)	-
-Apropiación a reserva para futuras inversiones	-	-	-	-	-	4.015.247	-		(4.015.247)	-
Otros resultados integrales del ejercicio	-	-	-	-	-	-	19.345.395		-	19.345.395
Resultado neto del ejercicio	-	-	-	-	-	-	-		5.910.648	5.910.648
Al 31 de diciembre de 2020	3.747.070	4.604.483	60.429	489.355	11.532	9.095.741	46.875.545	(2)	5.910.648	70.794.803

(1) Corresponde al ajuste inicial resultante por la adopción de las NIIF. Ver Nota 2.3.19 a los estados financieros consolidados.

(2) Incluye 491.017 por activos mantenidos para su disposición.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros individuales.

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO INDIVIDUALES POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [81 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

				Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
	Aportes de los propietarios				Reservas
			Otras			Reserva para	Otros resultados
	Capital	Prima de	contribuciones		Reserva especial	futuras	integrales		Resultados
	suscripto	emisión	de accionistas	Reserva legal	RG N° 609 (1)	inversiones	acumulados		acumulados	Total
Al 1° de enero de 2019	3.747.070	4.604.483	60.429	52.755	-	881.681	11.739.242		4.435.616	25.521.276
Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria
de Accionistas del 7 de mayo de 2019:
-Apropiación a reserva especial RG N° 609 CNV	-	-	-	-	11.532	-	-		(11.532)	-
-Apropiación a reserva legal	-	-	-	225.271	-	-	-		(225.271)	-
-Apropiación a reserva para futuras inversiones	-	-	-	-	-	4.198.813	-		(4.198.813)	-
Otros resultados integrales del ejercicio	-	-	-	-	-	-	15.790.908	(2)	-	15.790.908
Resultado neto del ejercicio	-	-	-	-	-	-	-		4.226.576	4.226.576
Al 31 de diciembre de 2019	3.747.070	4.604.483	60.429	278.026	11.532	5.080.494	27.530.150	(2)	4.226.576	45.538.760

(1) Corresponde al ajuste inicial resultante por la adopción de las NIIF. Ver Nota 2.3.18 a los estados financieros consolidados.

(2) Incluye 341.812 por activos mantenidos para su disposición.

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros individuales.

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ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO INDIVIDUALES

==> picture [80 x 22] intentionally omitted <==

POR LOS EJERCICIOS FINALIZADOS EL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
	2020	2019
ACTIVIDADES OPERATIVAS
Resultado neto del ejercicio	5.910.648	4.226.576
Ajustes para conciliar el resultado neto con los fondos generados por las operaciones:
Resultados por participación en sociedades	(3.036.277)	(1.956.721)
Depreciación de propiedades, planta y equipo	2.534.866	1.504.942
Depreciación de activos por derecho de uso	115.614	65.640
Baja de propiedades, planta y equipo	79.975	109.641
Resultados financieros, netos	557.637	1.623.105
Movimiento neto de provisiones del pasivo	72.263	3.763
Aumento provisión deudores de dudoso cobro	-	48.772
Cargo por impuesto a las ganancias	2.289.252	1.007.297
Dividendos cobrados	2.310.152	-
Cambios en activos y pasivos operativos:
Créditos por ventas	624.698	(1.121.191)
Otros créditos	(292.271)	(1.099.836)
Cuentas por pagar	(3.434.883)	(812.235)
Remuneraciones y cargas sociales	190.700	116.205
Cargas fiscales	43.133	(151.629)
Pagos de impuesto a las ganancias	-	(76.413)
Intereses cobrados	527.069	277.982
Regularización de acreencias	-	666.208
Flujo neto de efectivo de las operaciones	8.492.576	4.432.106
ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo	(6.762.209)	(12.082.145)
Adquisición de participación en otras sociedades	-	(92.636)
Pago de anticipos de propiedades, planta y equipo	(1.775.936)	(568.879)
Adquisiciones de activos financieros	(7.481.898)	(6.250.358)
Liquidaciones de activos financieros	10.930.818	7.691.329
Préstamos a subsidiarias	(657.727)	(5.210.764)
Efectivo y equivalentes de efectivo restringidos	(561.115)	-
Aportes a subsidiariasynegocios conjuntos	(3.415.000)	(6.081.144)
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión	(9.723.067)	(22.594.597)
ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN
Préstamos obtenidos	9.763.378	22.351.072
Aportes de capital e integración prima de emisión	-	5.691.000
Cancelación de préstamos	(9.074.144)	(6.780.991)
Pago de pasivos por arrendamientos	(157.943)	(116.580)
Pago de interesesyotros costos financieros	(5.032.011)	(1.967.609)
Flujo neto de efectivo de las actividades de financiación	(4.500.720)	19.176.892
(Disminución) / Aumento neto del efectivo	(5.731.211)	1.014.401
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo	2.457.813	8.234.641
Efectivoyequivalentes de efectivo al inicio del ejercicio(Nota 12)	13.307.789	4.058.747
Efectivoyequivalentes de efectivo al cierre del ejercicio(Nota 12)	10.034.391	13.307.789
Transaccionesque no implicaron movimientos en efectivoyequivalentes de efectivo	31.12.2020	31.12.2019
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo pendientes de cancelación al inicio del ejercicio	1.532.546	1.333.474
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo pendientes de cancelación al cierre del ejercicio	2.306.477	1.532.546
Transferencias de anticipos por compra de propiedades, planta y equipo	307.205	768.226
Activación de intereses	1.697.160	705.862

Las notas que se acompañan forman parte integrante de los estados financieros individuales.

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nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

1. INFORMACIÓN GENERAL Y DEL NEGOCIO DE LA SOCIEDAD

Información general

YPF Energía Eléctrica S.A. (en adelante, la “Sociedad” o “YPF EE”) es una sociedad anónima constituida según las leyes de la República Argentina. Su domicilio legal es Av. Córdoba 111, Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad consiste en (i) la generación y comercialización de energía eléctrica a través de dos centrales térmicas ubicadas en la provincia de Tucumán, una central térmica y motogeneradores ubicados en la provincia de Neuquén, dos plantas de cogeneración en la provincia de Buenos Aires, un parque eólico en la provincia de Buenos Aires y un parque eólico en la provincia de Chubut; (ii) proyecto de construcción de una central térmica de motogeneradores en la provincia de Chubut; (iii) proyecto de construcción de parques eólicos en Santa Cruz a través de Luz del León y Buenos Aires; (iv) comercialización de energía; (v) participación directa a través de Y-GEN e Y-GEN II en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de una central térmica en Neuquén y una en Tucumán, respectivamente; y (vi) participación indirecta a través de IDS en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de la central térmica de CDS.

Al 31 de diciembre de 2020 la Sociedad mantenía un capital de trabajo negativo de 5.421.217, como consecuencia de encontrarse en pleno proceso de construcción o reciente finalización de las centrales y parques eólicos relacionados con los proyectos detallados en la Nota 27 a los estados financieros consolidados anuales. Sin perjuicio de esto, con base en las condiciones actuales del mercado financiero doméstico, el Directorio y la Gerencia de la Sociedad no anticipan inconvenientes para renovar las Obligaciones negociables y otras líneas de crédito que vencen durante 2021, de ser necesario.

2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES

2.1. Resumen de las políticas contables significativas aplicadas

La Sociedad prepara sus estados financieros individuales de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF), las cuales fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, por su sigla en inglés) y las interpretaciones emitidas por el Comité de Interpretaciones de Normas Internacionesl de Información Financiera (“CINIIF”).

Asimismo, fueron incluidas algunas exposiciones adicionales requeridas por la Ley General de Sociedades N°19.550 (T.0.1984 y sus modificatorias) y/o regulaciones de la CNV sólo a efecto de cumplimiento con requerimientos regulatorios.

La emisión de los estados financieros individuales de la Sociedad correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad el 3 de marzo de 2021.

2.2. Bases de presentación

Los presentes estados financieros individuales correspondientes al ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2020 han sido preparados de acuerdo a las NIIF.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

En la preparación de estos estados financieros individuales la Sociedad ha aplicado las bases de presentación, las políticas contables y los juicios, estimaciones y supuestos contables significativos descriptos en los estados financieros consolidados adjuntos.

Las notas que se enuncian a continuación son complementarias de las notas a los estados financieros consolidados de YPF EE correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020.

2.2.1. Polítcas contables significativas

• Efectos de la conversión de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional correspondiente a una economía hiperinflacionaria

La NIC 21 requiere que los estados financieros de una subsidiaria cuya moneda funcional sea la correspondiente a una economía hiperinflacionaria sean reexpresados de acuerdo con la NIC 29 antes de ser incluidos en los estados financieros consolidados de su controlante cuya moneda funcional sea la de una no hiperinflacionaria, con la excepción de sus cifras comparativas. Por lo tanto, los resultados y situación financiera de las subsidiarias con moneda funcional peso se convirtieron al dólar estadounidense utilizando los siguientes procedimientos: todos los importes se convirtieron al tipo de cambio correspondiente a la fecha de cierre de los estados financieros, excepto las cifras comparativas, que fueron las presentadas como importes corrientes dentro de los estados financieros del ejercicio precedente (es decir, estos importes no se ajustaron por las variaciones posteriores que se produjeron en el nivel de precios o en los tipos de cambio). De esta manera, el efecto de la reexpresión de las cifras comparativas fue reconocido dentro de los otros resultados integrales. Estos criterios también fueron aplicados por el Grupo para sus inversiones en negocios conjuntos. Cuando la economía en cuestión deje de ser hiperinflacionaria y la entidad deje de reexpresar sus estados financieros de acuerdo con la NIC 29, utilizará como costos históricos, para convertirlos a la moneda de presentación, los importes reexpresados según el nivel de precios en la fecha en que la entidad deje de hacer la citada reexpresión.

• Efecto impositivo en Otros resultados integrales

Los resultados imputados dentro de los Otros resultados integrales relacionados con diferencias de conversión y resultados por la posición monetaria neta generadas por inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos con moneda funcional distinta del dólar y por la conversión de los estados financieros de YPF EE a su moneda de presentación (pesos argentinos), no tienen efecto en el impuesto a las ganancias ni en el impuesto diferido ya que al momento de su generación dichas transacciones no tuvieron impacto en la utilidad contable ni impositiva.

2.2.2. Unidad de medida

Los presentes estados financieros consolidados han sido preparados sobre la base del modelo de costo histórico, a excepción de ciertos activos y pasivos que fueron medidos a sus valores razonables con cambios imputados a resultados.

2.3. Resumen de las políticas contables significativas

Las políticas contables adoptadas para los estados financieros son consistentes con las utilizadas en los estados financieros correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019, excepto por lo siguiente:

Clasificación de intereses comerciales en el estado de resultados integrales

La Gerencia de la Sociedad entiende que los conceptos correspondientes a intereses por mora en la cancelación de créditos por venta por pago fuera de término de CAMMESA, suministran información relevante sobre la

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

operación y flujos operativos del negocio, en lugar de ser representativas del rendimiento financiero de la Sociedad, por tal motivo, a partir del cuarto trimestre de 2020, se exponen dentro del rubro “Otros resultados operativos, netos”. La Gerencia considera que esta presentación refleja mejor los impactos del ciclo operativo, permitiendo la presentación unificada junto con otros gastos que ya se incluyen dentro de los resultados operativos (entre ellos, el eventual deterioro de créditos), particularmente considerando el contexto actual que profundizó el atraso en los plazos de pago a generadoras y distribuidores de energía eléctrica. Consecuentemente, las cifras correspondientes a los intereses comerciales presentados en forma comparativa fueron reclasificados del rubro “Resultados financieros, netos” al rubro “Otros resultados operativos, netos” por 33.064, a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente ejercicio.

Honorarios de arrendamiento anual de contratos de operación y mantenimiento

Durante el presente ejercicio, y en el marco de la renegociación de ciertos contratos de operación y mantenimiento del Grupo, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el honorario de arrendamiento anual en base a la NIIF 16 “Arrendamientos”. Dicho honorario otorga a la Sociedad el derecho de uso de un activo identificado (“Supercore”) en caso que se produzcan los supuestos identificados en el contrato. Consecuentemente, la Sociedad ha adecuado las cifras comparativas de los rubros “Activos por derecho de uso” y “Pasivos por arrendamientos” del estado de situación financiera por un monto de 188.338. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

Resultado financiero generada por adquisición y liquidación de activos financieros

Durante el presente ejercicio, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el resultado financiero generado por la adquisición y liquidación de activos financieros en “Otros ingresos financieros”, manteniéndose dentro del rubro de “Resultados financieros, netos”. Consecuentemente, la Sociedad ha adecuado las cifras comparativas en la apertura de las notas de dicho rubro por un monto de 1.440.971, adecuándose también la presentación de dichas transacciones en el estado de flujo de efectivo. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

Resultado generado por prestación de los servicios de mantenimiento y/o reemplazo de partes

Durante el presente ejercicio, la Gerencia de la Sociedad ha comenzado a registrar el resultado generado por la prestación de los servicios de mantenimiento y/o reemplazo de partes en la línea de “Conservación, reparación y mantenimiento”, manteniéndose dentro del rubro de “Costos de producción”. Consecuentemente, la Sociedad ha adecuado las cifras comparativas en la apertura de dicho rubro en la nota “Gastos por naturaleza” por un monto de 195.750. Este cambio no tiene efecto en el resultado neto de 2019.

3. ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES

La determinación de los fundamentos correspondientes a la estacionalidad de las operaciones se encuentra expuesta en la Nota 3 a los estados financieros consolidados.

4. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 no se han realizado adquisiciones y disposiciones significativas.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Sin perjuicio de esto, en el marco del Acuerdo de Suscripción de Acciones, detallado en la Nota 4 a los estados financieros consolidados anuales, celebrado con fecha 5 de agosto de 2019 entre la Sociedad y Luz del León, Y- Luz Inversora y Wind Power S.A., una subsidiaria de Equinos A.S.A., una sociedad constituida en el Reino de Noruega (“Equinor”), estableció que, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones precedentes, Equinor suscribiría acciones en Luz del León S.A. a fin de obtener una participación accionaria del 50% de su capital social, aportando a tal efecto US$ 30 millones, US$ 20 millones en concepto de capital y US$ 10 millones adicionales en concepto de prima. Las partes habían establecido originalmente como fecha límite para la suscripción de acciones el 31 de diciembre de 2019. Sin embargo, ese plazo fue prorrogado sucesivamente hasta el 30 de abril de 2020. Conforme a los acuerdos celebrados por las partes era necesario una comunicación escrita de cualquiera de las partes para dar por terminada esta transacción.

Con fecha 28 de mayo de 2020, Equinor comunicó a la Sociedad su intención de ejercer este derecho de terminación por lo que la finalización del acuerdo ha quedado perfeccionada.

De acuerdo a los lineamientos de la NIIF 5, en los estados financieros anuales al 31 de diciembre de 2019, la Sociedad exponía en el rubro “Activos mantenidos para su disposición” los activos netos de su subsidiaria Luz del León S.A. Cabe destacar que a la fecha de cierre y de emisión de dichos estados financieros la Sociedad había evaluado, en base a la evidencia disponible, que el cumplimiento de las condiciones de las cláusulas precedentes del Acuerdo de Suscripción de Acciones era probable. Entre otras cuestiones tomadas en consideración para establecer dicha probabilidad la Sociedad había tomado en considerado la obtención de financiamiento para el proyecto, según se describe en los párrafos siguientes, y la voluntad de Equinor de extender sucesivamente los plazos de terminación de la transacción mientras se negociaba el cumplimiento de las cláusulas precedentes.

Sin embargo, como consecuencia de la cancelación parcial de la financiación del proyecto por parte de United States International Development Finance Corporation (en adelante “DFC”) y la recepción de la mencionada comunicación de terminación del acuerdo por parte de Equinor, hechos ocurridos durante el segundo trimestre de 2020, la Sociedad ha registrado los activos netos de la subsidiaria mencionada en la línea “Inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos” del estado de situación financiera en los presentes estados financieros individuales anuales al 31 de diciembre de 2020.

Con fecha 14 de enero de 2020, Luz del León S.A. celebró con United States International Development Finance Corporation (en adelante “DFC”) y BNP Paribas Fortis SA/NV (en adelante “BNP Paribas”) un contrato de financiamiento para el Proyecto por hasta US$ 150 millones. Bajo este contrato DFC desembolsaría, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, US$ 50 millones y BNP Paribas, también sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones, hasta US$ 100 millones dentro de la modalidad de “Project Finance”. Durante el mes de abril de 2020, DFC comunicó a la Sociedad que no haría el desembolso establecido en el acuerdo firmado en enero de 2020. El primer desembolso de BNP Paribas por aproximadamente US$ 80,5 millones fue acreditado durante el mes de febrero de 2020. El tramo correspondiente a BNP Paribas contará con garantía de la agencia de crédito de exportaciones Alemana Euler Hermes Aktiengesellschaft.

El préstamo devenga una tasa de interés fija del 3,31% con vencimiento el 15 de septiembre de 2034. El capital se amortiza semestralmente comenzando el 15 de marzo de 2021, los fondos de dicho préstamo serán usados para financiar el proyecto del parque eólico Cañadón León.

El acuerdo de préstamo tiene durante toda su vigencia cláusulas de compromisos financieros (covenants) que incluyen ratios de cobertura de intereses y ratio de apalancamiento.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [80 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Las principales clases de activos y pasivos incluidas en los activos netos mantenidos para su disposición al 31 de diciembre de 2019, se detallan a continuación:

	31 de diciembre de
	2019
Activo impositivo diferido, neto	23.088
Propiedades, planta y equipos	6.142.610
Otros créditos	1.353.651
Efectivo y equivalentes de efectivo	21.194
Activos mantenidos para su disposición	7.540.543
Préstamos	5.608.620
Cargas fiscales	519
Cuentas por pagar	900.669
Pasivos directamente asociados a los activos mantenidos para su disposición	6.509.808
Activos netos mantenidos para su disposición	1.030.735

5. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

Las actividades de la Sociedad la exponen a una variedad de riesgos financieros: riesgos de mercado (incluyendo el riesgo de tipo de cambio, el riesgo de tasa de interés y el riesgo de precio), riesgo de crédito y riesgo de liquidez. Dentro de la Sociedad, se ejercen funciones de gestión de riesgo con respecto a los riesgos financieros que surgen de instrumentos financieros a los que la Sociedad está expuesta durante un período o a una fecha determinada.

La administración y las políticas de gestión de riesgo aplicadas por la Sociedad se detallan en la Nota 5 a los estados financieros consolidados.

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

Los siguientes cuadros muestran los activos y pasivos financieros por categoría de instrumentos financieros y una conciliación con la línea expuesta en el estado de situación financiera, según corresponda. Debido a que los rubros “Créditos por ventas”, “Otros créditos”, “Cuentas por pagar” y “Otros pasivos” contienen tanto instrumentos financieros como activos o pasivos no financieros (tales como créditos impositivos y anticipos, entre otros), la conciliación se muestra en las columnas “Activos no financieros” y “Pasivos no financieros”.

Activos financieros

		31 de diciembre de	2020
		Activos financieros a valor
	Activos financieros a	razonable con cambios en		Activos no
	costo amortizado	resultados		financieros	Total
Otros créditos	10.371.941	-		3.550.066	13.922.007
Créditos por ventas	5.570.964	-		-	5.570.964
Efectivo y equivalentes de efectivo	4.647.329	5.387.062		-	10.034.391
	20.590.234	5.387.062		3.550.066	29.527.362

Firmado a los efectos de su identificación con Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021 DELOITTE & CO. S.A. C.P.C.E.C.A.B.A. T° 1 - F° 3

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [80 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

		31 de diciembre de 2019
		Activos financieros a valor
	Activos financieros a	razonable con cambios en	Activos no
	costo amortizado	resultados	financieros	Total
Otros créditos	6.348.465	-	1.559.347	7.907.812
Créditos por ventas	5.217.406	-	-	5.217.406
Efectivo y equivalentes de efectivo	13.218.789	89.000	-	13.307.789
	24.784.660	89.000	1.559.347	26.433.007

Pasivos financieros

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020
	Pasivos financieros a
	costo amortizado	Total
Préstamos	73.492.090	73.492.090
Pasivos por arrendamientos	839.817	839.817
Cuentas por pagar	5.996.581	5.996.581
	80.328.488	80.328.488

	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
	Pasivos financieros a
	costo amortizado	Total
Préstamos	51.659.234	51.659.234
Pasivos por arrendamientos	740.449	740.449
Cuentas por pagar	6.546.863	6.546.863
	58.946.546	58.946.546

Las ganancias y pérdidas de los instrumentos financieros son imputadas a las siguientes categorías:

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
		Activos / Pasivos
	Activos / Pasivos	financieros a valor	Activos /
	financieros a costo	razonable con cambios	Pasivos no
	amortizado	en resultados	financieros	Total
Intereses ganados	625.774	617.978	-	1.243.752
Intereses perdidos y otros	(3.888.067)	-	-	(3.888.067)
Diferencias de cambio, netas	(911.674)	(931.677)	656.907	(1.186.444)
Actualizaciones financieras	(72.013)	-	-	(72.013)
Otros resultados financieros	(103.785)	3.448.920	-	3.345.135
	(4.349.765)	3.135.221	656.907	(557.637)

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [80 x 22] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
Activos / Pasivos financieros a costo amortizado Activos / Pasivos financieros a valor razonable con cambios en resultados Activos / Pasivos no financieros Total
Intereses ganados 282.630 82.240 - 364.870 Intereses perdidos y otros (2.564.926) - - (2.564.926) Diferencias de cambio, netas (959.332) (38.190) 221.326 (776.196) Actualizaciones financieras (30.382) - - (30.382) Otros resultados financieros (57.442) 1.440.971 - 1.383.529
(3.329.452) 1.485.021 221.326 (1.623.105)

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO - 2021

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [81 x 21] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

7. PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO

Instalaciones de
Terrenosy edificios producción, maquinaria y equipos y repuestos de Centrales Eléctricas Equipos de transporte Materiales y equipos en depósito Obras enproceso Muebles y útiles y equipos informáticos y de comunicación Total
Valor de origen 58.134 17.334.494 26.475 1.059.141 3.880.405 32.998 22.391.647 Depreciación acumulada (7.593) (3.834.121) (10.021) - - (12.116) (3.863.851)
Saldos al 31 de diciembre de 2018 50.541 13.500.373 16.454 1.059.141 3.880.405 20.882 18.527.796
Costos Aumentos 9.667 - 13.805 1.989.229 11.734.402 (1) 8.202 13.755.305 Efectos de conversión 33.832 10.409.933 20.995 756.223 5.016.222 15.716 16.252.921 Disminuciones y reclasificaciones - (282.278) (2) (183) (107.029) - (2.612) (392.102) Transferencias - 2.781.105 - (1.019.577) (1.761.528) - - Depreciación acumulada Aumentos (2.435) (1.491.183) (8.481) - - (2.843) (1.504.942) Efectos de conversión (5.080) (2.577.382) (7.376) - - (7.784) (2.597.622) Disminuciones y reclasificaciones - - 183 - - - 183 Valor de origen 101.633 30.243.254 61.092 2.677.987 18.869.501 54.304 52.007.771 Depreciación acumulada (15.108) (7.902.686) (25.695) - - (22.743) (7.966.232)
Saldos al 31 de diciembre de 2019 86.525 22.340.568 35.397 2.677.987 18.869.501 31.561 44.041.539
Costos Aumentos 3.094 35.911 4.824 588.375 8.908.301 (1) - 9.540.505 Efectos de conversión 41.317 13.832.818 25.017 945.780 8.025.995 22.891 22.893.818 Disminuciones y reclasificaciones - - - (79.889) - (158) (80.047) Transferencias - 27.213.850 - (796.763) (26.425.034) 7.947 - Depreciación acumulada Aumentos (2.001) (2.513.189) (13.202) - - (6.474) (2.534.866) Efectos de conversión (6.597) (3.645.427) (12.938) - - (10.477) (3.675.439) Disminuciones y reclasificaciones - - - - - 72 72 Valor de origen 146.044 71.325.833 90.933 3.335.490 9.378.763 84.984 84.362.047 Depreciación acumulada (23.706) (14.061.302) (51.835) - - (39.622) (14.176.465)
Saldos al 31 de diciembre de 2020 122.338 57.264.531 39.098 3.335.490 9.378.763 45.362 70.185.582

(1) Incluye 1.697.160 y 705.862 de costos financieros relacionados con la financiación de terceros a obras en curso de construcción prolongada por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

(2) Corresponde a Maquinarias y equipos reclasificado a Activos por derecho de uso por la aplicación de la NIIF 16 (Nota 8).

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 3 - MARZO – 2021

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==> picture [86 x 23] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

8. ACTIVOS POR DERECHO DE USO

La evolución de los activos por derecho de uso de la Sociedad por los ejercicos finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 por aplicación inicial de la NIIF 16 es la siguiente:

	Maquinarias y
	equipos	Inmuebles	Terrenos	Total
Saldos al 1° de enero de 2019 por aplicación inicial de NIIF 16	118.440	56.313	109.940	284.693
Costos
Aumentos	-	-	64.640	64.640
Efectos de conversión	236.487	33.233	67.468	337.188
Reclasificaciones(1)	282.278	-	-	282.278
Depreciación acumulada
Aumentos	(36.642)	(27.006)	(1.992)	(65.640)
Efectos de conversión	(18.595)	(6.574)	(25)	(25.194)
Valor de origen	637.205	89.546	242.048	968.799
Depreciación acumulada	(55.237)	(33.580)	(2.017)	(90.834)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	581.968	55.966	240.031	877.965
Costos
Efectos de conversión	258.548	36.333	98.212	393.093
Depreciación acumulada
Aumentos	(66.478)	(39.617)	(9.519)	(115.614)
Efectos de conversión	(28.217)	(21.213)	(2.642)	(52.072)
Valor de origen	895.753	125.879	340.260	1.361.892
Depreciación acumulada	(149.932)	(94.410)	(14.178)	(258.520)
Saldos al 31 de diciembre de 2020	745.821	31.469	326.082	1.103.372

(1) Reclasificaciones desde Propiedades, planta y equipo por aplicación de la NIIF 16.

9. INVERSIONES EN SUBSIDIARIAS Y NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro muestra en forma agrupada, el valor de las inversiones en subsidiarias y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2020 y 2019.

	31	de diciembre de	31 de diciembre de
		2020	2019
Inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos		54.197.544	34.143.921

Los principales movimientos ocurridos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas, corresponden a:

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INDIVIDUALES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2020 Y 2019

==> picture [86 x 23] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	Inversiones en subsidiarias y
	negocios conjuntos
Saldos al 31 de diciembre de 2018	15.731.940
Aportes efectuados	6.081.144
Resultado por participación en subsidiarias y negocios conjuntos(1)	2.051.981
Cambios en el valor razonable de instrumentos derivados, netos del efecto impositivo	(78.572)
Reclasificación de activos mantenidos para su disposición (Nota 4)	(1.082.842)
Diferencias de conversión(2)	11.440.270
Saldos al 31 de diciembre de 2019	34.143.921
Aportes efectuados	3.415.000
Resultado por participación en subsidiarias y negocios conjuntos(3)	3.441.914
Cambios en el valor razonable de instrumentos derivados, netos del efecto impositivo	(33.209)
Distribución de dividendos	(2.310.152)
Reclasificación de activos mantenidos para su disposición (Nota 4)	774.303
Otros resultados integrales(4)	14.765.767
Saldos al 31 de diciembre de 2020	54.197.544

(1) No incluye (95.260) correspondiente al resultado generado por Activos mantenidos para su disposición por el período de tres meses finalizado el 31 de diciembre de 2019.

(2) No incluye 43.153 correspondiente a la diferencia de conversión generada por Activos mantenidos para su disposición por el período de tres meses finalizado el 31 de diciembre de 2019.

(3) No incluye (405.637) correspondiente al resultado generado por Activos mantenidos para su disposición por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

(4) No incluye 149.205 correspondiente a la diferencia de conversión generada por Activos mantenidos para su disposición por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

El siguiente cuadro muestra las principales magnitudes de resultados de las inversiones en subsidiarias y negocios conjuntos de la Sociedad, calculadas de acuerdo al valor patrimonial proporcional en las mismas, por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019. La Sociedad ha ajustado, de corresponder, los valores informados por dichas sociedades para adaptarlos a los criterios contables utilizados por la Sociedad para el cálculo del valor patrimonial proporcional en las fechas antes mencionadas:

	Subsidiarias	Subsidiarias	Subsidiarias		Negocios conjuntos	Negocios conjuntos		Total	Total
			Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2020		2019		2020	2019	2020		2019
Resultado neto	3.086.038	(3)	1.273.808	(1)	355.876	778.173	3.441.914	(3)	2.051.981	(1)
Otros resultados integrales	13.367.573	(4)	10.023.851	(2)	1.364.985	1.337.847	14.732.558	(4)	11.361.698	(2)
Resultado integral del ejercicio	16.453.611		11.297.659		1.720.861	2.116.020	18.174.472		13.413.679

(1) No incluye (95.260) correspondiente al resultado generado por Activos mantenidos para su disposición por el período de tres meses finalizado el 31 de diciembre de 2019.

(2) No incluye 43.153 correspondiente a la diferencia de conversión generada por Activos mantenidos para su disposición por el período de tres meses finalizado el 31 de diciembre de 2019.

(3) No incluye (405.637) correspondiente al resultado generado por Activos mantenidos para su disposición por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

• (4) No incluye 149.205 correspondientes a la diferencia de conversión generada por Activos mantenidos para su disposición por el período de seis meses finalizado el 30 de junio de 2020.

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==> picture [86 x 23] intentionally omitted <==

(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Inversora Dock Sud S.A.

El siguiente cuadro presenta información financiera resumida de IDS, y de la inversión mantenida en dicha sociedad al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	31.12.2020	31.12.2019
Activos corrientes	36.892	21.397
Activos no corrientes	12.630.258	9.462.936
Pasivos corrientes	7.652	1.888
Pasivos no Corrientes	36.567	-
Patrimonio	12.622.931	9.482.445
Valor registrado de la inversión	5.410.188	4.064.176
	2020	2019
Resultado neto del ejercicio	830.323	1.815.616
Participación en el resultado neto de la asociada	355.876	778.173

A continuación se detalla la información de subsidiarias y negocios conjuntos al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019	31-12-2020 31-12-2019
						Información sobre el ente emisor
	Características de los valores							Últimos estados financieros disponibles
Denominaci	Clase	Valor	Cantidad	Valor	Costo	Actividad	Domicilio	Fecha	Capital	Resultado	Patrimonio	Participación sobre capital social Valor registrado
ón y Emisor		nominal		registrado		principal	legal		social
Negocios conjuntos: Inversora Dock Sud S.A. Acciones ordinaria s 1 355.270.372 5.410.188 538.065 Realización de operaciones financieras y de inversión. San Martín 140, P.2, CABA 31/12/2020 828.942 696.364 14.238.675 42.86% 4.064.176 Subsidiarias: Luz del León S.A.(1) Acciones ordinaria s 1 837.695.000 699.070 837.695 Generación, transporte, distribución y comercializaci ón de energía eléctrica Av. Córdoba 111, P.14, CABA 31/12/2020 837.700 (634.134) 699.072 99,99% - Y-GEN Eléctrica S.A.U. Acciones ordinaria s 1 70.253.290 5.125.443 374.692 Generación, transporte, distribución y comercializaci ón de energía eléctrica Av. Córdoba 111, P.14, CABA 31/12/2020 70.253 722.253 4.054.311 100% 3.545.290 Y-GEN Eléctrica II S.A.U. Acciones ordinaria s 1 8.732.417.103 42.566.425 7.463.273 Generación, transporte, distribución y comercializaci ón de energía eléctrica Av. Córdoba 111, P.14, CABA 31/12/2020 8.732.417 3.085.413 33.930.032 100% 26.235.215 Otras sociedades: Diversas(2) - 396.418 143.719 299.240
54.197.544 9.357.444 34.143.921

(1) El valor correspondiente a la inversión en Luz del León S.A. al 31 de diciembre de 2019 se expone en el rubro “Activos mantenidos para su disposición” del estado de situación financiera (Ver Nota 4).

(2) Incluye Y-GEN Eléctrica III S.R.L., Y-GEN Eléctrica IV S.R.L., Y-Luz Inversora S.A.U., YPF EE Comercializadora S.A.U., Luz del Cerro S.A., Luz del Valle S.A. y Luz del Río S.A.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

10. OTROS CRÉDITOS

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Préstamos y anticipos al personal	-	5.479	-	7.178
Anticipo por compra de propiedades, planta y equipo	2.740.451	-	853.941	-
Impuesto a la ganancia mínima presunta	167.219	-	167.219	-
Otras cuentas por cobrar con partes relacionadas (Nota 26)	-	10.234.881	-	6.341.287
Créditos fiscales	-	524.295	-	398.864
Anticipo a proveedores y despachante aduanas	-	40.338	-	99.327
Otros créditos con terceros	-	131.581	-	-
Seguros pagados por adelantado	-	33.997	-	1.235
Gastos pagados por adelantado	-	28.755	-	24.951
Diversos	-	18.067	-	16.866
	2.907.670	11.017.393	1.021.160	6.889.708
Provisión para otros créditos de cobro dudoso	-	(3.056)	-	(3.056)
	2.907.670	11.014.337	1.021.160	6.886.652

11. CRÉDITOS POR VENTAS

	31 de diciembre	31 de diciembre
	de 2020	de 2019
	Corriente	Corriente
Deudores comunes	476.113	96.056
Sociedades relacionadas (Nota 26)	5.143.623	5.170.122
	5.619.736	5.266.178
Provisión para deudores de dudoso cobro	(48.772)	(48.772)
	5.570.964	5.217.406

A continuación, se describe la evolución de la provisión para deudores de dudoso cobro por el ejercico finalizado el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	Provisión para deudores
	de dudoso cobro
Saldos al 31 de diciembre de 2018	-
Aumentos con cargo a resultados	48.772
Saldos al 31 de diciembre de 2019	48.772
Aumentos con cargo a resultados	-
Saldos al 31 de diciembre de 2020	48.772

12. EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO

Para propósitos de presentación del estado individual de situación financiera y del estado individual de flujo de efectivo, el efectivo y equivalentes de efectivo incluyen los siguientes conceptos:

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
Fondos comunes de inversión	5.387.062	89.000
Depósitos a plazo fijo	846.879	13.197.498
Caja y bancos	3.800.450	21.291
	10.034.391	13.307.789

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Las colocaciones a corto plazo se realizan por períodos variables de entre un día y tres meses, según las necesidades inmediatas de efectivo de la Sociedad y devengan intereses a las tasas fijas de colocaciones a corto plazo respectivas.

Asimismo, en el rubro efectivo y equivalentes de efectivo restringido del estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2020 se incluyen 748.313, correspondientes a activos financieros de disponibilidad restringida que no se consideran efectivo y equivalentes de efectivo a los fines del estado individual del flujo de efectivo.

13. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El cálculo del cargo devengado contablemente por el impuesto a las ganancias por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es el siguiente:

	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2020	2019
Impuesto a las ganancias diferido	(2.289.252)	(1.007.297)
Impuesto a las ganancias	(2.289.252)	(1.007.297)
Impuesto a las ganancias	(2.289.252)	(1.007.297)
Impuesto a las ganancias	(2.289.252)	(1.007.297)

La conciliación entre el cargo a resultados por impuesto a las ganancias correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 y el que resultaría de aplicar la tasa impositiva vigente sobre el resultado neto antes de impuesto a las ganancias que surge de los estados de resultados integrales individuales de cada ejercicio es la siguiente:

	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2020	2019
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias	8.199.900	5.233.873
Tasa impositiva vigente	30%	30%
Tasa impositiva vigente aplicada al resultado neto antes de impuesto a las ganancias	(2.459.970)	(1.570.162)
Efecto de la valuación de activos no monetarios en su moneda funcional	(1.089.749)	(1.075.519)
Diferencias de cambio	4.666.118	3.038.656
Resultado de las inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos	910.883	587.016
Efecto por cambio de tasa impositiva(2)	-	(133.005)
Efecto ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios	(4.279.546)	(1.960.869)
Diversos	(36.988)	106.586
Cargo a resultados por impuesto a las ganancias	(2.289.252)	(1.007.297)

(1) Ver Nota 31 a los estados financieros consolidados.

(2) Surge de aplicar a los activos y pasivos por impuesto a las ganancias diferido los cambios en la alícuota del impuesto a las ganancias de acuerdo con las Leyes N° 27.430 y 27.541 mencionadas en la Nota 31 a los estados financieros consolidados, en función al año esperado de realización de los mismos.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Asimismo, la composición del impuesto a las ganancias diferido al 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
Activos impositivos diferidos
Provisión para créditos de dudoso cobro	15.548	15.548
Activos por derecho de uso	120.566	64.028
Quebrantos	4.896.095	2.319.372
Diversos	31.893	30.760
Total activo impositivo diferido	5.064.102	2.429.708
Pasivos impositivos diferidos
Propiedades, planta y equipo	(4.022.291)	(2.508.552)
Efecto ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios	(5.014.254)	(1.604.347)
Total pasivo impositivo diferido	(9.036.545)	(4.112.899)
Total impuesto diferido, neto	(3.972.443)	(1.683.191)

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019, la Sociedad posee quebrantos por 4.896.095 y 2.319.372 a la tasa esperada de recupero, respectivamente. Los activos por impuesto diferido reconocen los quebrantos impositivos en la medida en que su compensación a través de ganancias impositivas futuras sea probable. Los quebrantos impositivos en Argentina prescriben dentro de los 5 años.

A efectos de utilizar por completo el activo por impuesto diferido, la Sociedad necesitará generar ganancias impositivas futuras. Con base en el nivel de ganancias históricas impositivas y las proyecciones futuras en los ejercicios en que los activos por impuesto diferido son deducibles, la Dirección de la Sociedad estima al 31 de diciembre de 2020 que es probable que realice todos los activos por impuesto diferido registrados.

Al 31 de diciembre de 2020, los quebrantos impositivos de la Sociedad a la tasa esperada de recupero son los siguientes:

Fecha de generación	Fecha de vencimiento	Monto
2018 2023 850.348 2019 2024 1.631.556 2020 2025 2.414.191
4.896.095

La evolución del impuesto diferido neto al 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

	Pasivo por impuesto
	diferido
Saldos al 31 de diciembre de 2018	(675.894)
Movimiento del ejercicio	(1.007.297)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	(1.683.191)
Movimiento del ejercicio	(2.289.252)
Saldos al 31 de diciembre de 2020	(3.972.443)

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

La Ley N° 27.468 publicada en el Boletín Oficial el 4 de diciembre de 2018 dispuso que, a los fines de aplicar el procedimiento de ajuste por inflación impositivo, el mismo tendrá vigencia para los ejercicios que se inicien a partir del 1° de enero de 2018. Respecto del primer, segundo y tercer ejercicio a partir de su vigencia, ese procedimiento será aplicable en caso de que la variación del Índice de Precios al Consumidor (“IPC”), calculada desde el inicio y hasta el cierre de cada uno de esos ejercicios, supere un 55%, un 30% y en un 15%, para el primer, segundo y tercer año de aplicación, respectivamente. Considerando las proyecciones del IPC al 31 de diciembre de 2020 y 2019, la Sociedad ha aplicado el procedimiento de ajuste por inflación impositivo. El impacto del ajuste por inflación impositivo de los ejercicios 2020 y 2019 fue imputado de la siguiente forma: 1/6 en ese mismo ejercicio fiscal y los 5/6 restantes en partes iguales durante los siguientes cinco años.

14. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

A continuación, se expone la apertura de los pasivos por arrendamientos registrados por la Sociedad al 31 de diciembre de 2020 y 2019, con identificación del plazo del arrendamiento y de las tasas a la que dichos pasivos han sido descontados:

Plazo de arrendamiento	Tasa efectiva utilizada	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019
De dos a tres años	9,87%	35.354	59.374
De tres a cuatro años	7,75% - 8,35%	230.900	254.017
Más de cinco años	9,88% - 9,90%	573.563	427.058
Total		839.817	740.449

La actualización financiera devengada en los ejercicos finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, proveniente de los contratos por arrendamientos, asciende a 70.340 y 30.382, respectivamente, los cuales se encuentran expuestos en la línea “Actualizaciones financieras” en los costos financieros del rubro “Resultados financieros, netos” del estado de resultados integrales (Nota 19).

Al 31 de diciembre de 2020 y 2019 los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamiento son:

	31 de diciembre de	31 de diciembre de
	2020	2019
Hasta 1 año	206.186	188.833
Pasivos por arrendamientos corrientes	206.186	188.833
De 1 a 5 años	332.704	320.880
A partir del 6° año	300.927	230.736
Pasivos por arrendamientos no corrientes	633.631	551.616
Total	839.817	740.449

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

La evolución de los pasivos por arrendamientos durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019 es la siguiente:

	Pasivos por
	arrendamientos
Pasivo por arrendamiento al 1° de enero de 2019 por aplicación inicial NIIF 16	284.693
Altas	64.640
Reclasificaciones	210.166
Actualización financiera	30.382
Pagos	(116.580)
Efecto de conversión	267.148
Pasivo por arrendamientos al 31 de diciembre de 2019	740.449
Actualización financiera	70.340
Pagos	(157.943)
Efecto de conversión	186.971
Pasivo por arrendamientos al 31 de diciembre de 2020	839.817

La reconciliación entre los saldos por compromisos vinculados a arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2018 y el pasivo por arrendamientos originado por la aplicación inicial de la NIIF 16 se detalla a continuación:

	Total
Compromisos por arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2018	411.251
Descuento financiero	(244.998)
Pasivo por arrendamientos al 1° de enero de 2019	166.253

15. PRÉSTAMOS

		31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2019	31 de diciembre de 2019
	Tasa de interés	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Obligaciones negociables	(1)	37.296.657	14.212.033	29.927.887	692.283
Préstamos con terceros	(1)	10.142.781	11.840.619	13.446.836	7.592.228
		47.439.438	26.052.652	43.374.723	8.284.511

(1) Ver Nota 17 a los estados financieros consolidados.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

A continuación, se incluye la evolución de los préstamos por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	Préstamos
Saldos al 31 de diciembre de 2018	17.453.860
Toma de préstamos	22.351.072
Pago de préstamos	(6.780.991)
Pago de intereses	(1.910.167)
Intereses devengados(1)	2.957.594
Diferencia de cambio y de conversión, neta	17.798.032
Reclasificaciones(2)	(210.166)
Saldos al 31 de diciembre de 2019	51.659.234
Toma de préstamos	9.763.378
Pago de préstamos	(9.074.144)
Pago de intereses	(4.928.226)
Intereses devengados(1)	5.225.471
Diferencia de cambio y de conversión, neta	20.846.377
Saldos al 31 de diciembre de 2020	73.492.090

(1) Incluye costos financieros capitalizados y costos demandados de la transacción por 153.398 y 33.423 por los ejerccios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente.

(2) Corresponde a la reclasificación de los pasivos por arrendamientos de acuerdo a la NIIF 16 (Nota 14).

16. CUENTAS POR PAGAR

	31 de dicembre de 2020	31 de dicembre de 2019
	Corriente	Corriente
Proveedores	1.353.555	1.310.436
Sociedades relacionadas (Nota 26)	4.643.026	5.236.427
	5.996.581	6.546.863

17. INGRESOS POR VENTAS

		Por los ejercicios	finalizados el 31 de
		diciembre de
	Tipo de bien o servicio	2020	2019
Energía base(1)		6.736.948	7.037.934
Ingresos bajo contrato		4.808.783	2.937.364
Ventas de vapor		1.383.735	1.109.936
Otros ingresos por servicios		896.436	311.132
		13.825.902	11.396.366

(1) Incluye 1.680.273 y 2.949.413 por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, de acuerdo al marco regulatorio vigente.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
Por cliente	2020	2019
CAMMESA(1)	6.751.448	7.036.991
YPF S.A.(1)	4.989.680	3.587.598
Y-GEN(1)	169.672	82.398
Y-GEN II(1)	205.152	133.917
Luz del León S.A.(1)	195.260	39.328
UT Loma Campana(1)	146.675	127.587
Profertil S.A.(1)	369.820	119.587
YP EE Comercializadora(1)	2.261	-
Coca-Cola FEMSA de Buenos Aires S.A.	134.095	70.061
Toyota Argentina S.A.	164.421	63.749
CT Barragán S.A.(1)	128.818	35.564
CAF S.A.	165.845	-
Holcim Argentina S.A.	118.678	-
Otros	284.077	99.586
	13.825.902	11.396.366

(1) Sociedades relacionadas (Nota 26).

18. GASTOS POR NATURALEZA

La Sociedad presenta el estado de resultados integrales individual clasificando los gastos según su función como parte de las líneas de “Costos de producción” y “Gastos de administración y comercialización”. A continuación se brinda la información adicional a revelar requerida sobre la naturaleza de los gastos y su relación con la función dentro de la Sociedad por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019.

	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020	Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020
			Gastos de administración y
	Costos deproducción		comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo	2.526.385		8.481	2.534.866
Depreciación activos por derecho a uso	66.478		49.136	115.614
Materiales y útiles de consumo	169.070		6.659	175.729
Gastos bancarios	-		3.187	3.187
Alquileres	2.547		6.667	9.214
Honorarios y retribuciones por servicios	3.033		113.170	116.203
Otros gastos al personal	21.461		142.922	164.383
Conservación, reparación y mantenimiento	521.917		11.299	533.216
Seguros	240.075		868	240.943
Sueldos y cargas sociales	966.569		646.293	1.612.862
Contrataciones de obras y otros	396.648		135.505	532.153
Transporte, producto y carga	725.858	(1)	130	725.988
Combustible, gas, energía y otros	1.863.980	(1)	-	1.863.980
Impuestos, tasas y contribuciones	2.030		515.417	517.447
Publicidad y propaganda	-		5.791	5.791
Diversos	1.675	(1)	6.460	8.135
Total	7.507.726		1.651.985	9.159.711

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

==> picture [439 x 14] intentionally omitted <==

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Por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019
----- End of picture text -----

	Costos de		Gastos de administración y
	producción		comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo	1.500.485		4.457	1.504.942
Depreciación activos por derecho a uso	36.642		28.998	65.640
Materiales y útiles de consumo	121.512		6.466	127.978
Gastos bancarios	-		3.718	3.718
Alquileres	943		5.611	6.554
Honorarios y retribuciones por servicios	18.712		62.861	81.573
Otros gastos al personal	47.209		84.506	131.715
Conservación, reparación y mantenimiento	400.533		-	400.533
Seguros	113.703		87	113.790
Sueldos y cargas sociales	590.608		375.975	966.583
Contrataciones de obras y otros	47.260		-	47.260
Transporte, producto y carga	670.783	(1)	-	670.783
Combustible, gas, energía y otros	2.412.906	(1)	-	2.412.906
Provisión para deudores de dudoso cobro	-		48.772	48.772
Impuestos, tasas y contribuciones	3.546		356.797	360.343
Publicidad y propaganda	-		5.494	5.494
Diversos	212.574	(1)	34.551	247.125
Total	6.177.416		1.018.293	7.195.709

(1) Incluye 1.680.273 y 2.480.940 por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, de acuerdo al marco regulatorio vigente..

19. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS

	Por los ejercicios finalizados el 31	Por los ejercicios finalizados el 31	de
		diciembre de
	2020	2019
Intereses comerciales - CAMMESA (Nota 26)(1)		336.550	33.064
Multas contractuales (Nota 26)		490.365	-
Diversos		228.154	55.511
	1.055.069		88.575

(2) Ver Nota 2.3.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

20. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

	Por los ejercicios finalizados el 31 de	Por los ejercicios finalizados el 31 de
	diciembre de
	2020	2019
Ingresos financieros:
Intereses y otros	1.243.752	364.870
Diferencia de cambio	3.216.264	2.403.875
Otros ingresos financieros	3.448.920	1.440.971
Total ingresos financieros	7.908.936	4.209.716
Costos financieros:
Intereses y otros	(3.888.067)	(2.564.926)
Diferencias de cambio	(4.402.708)	(3.180.071)
Actualizaciones financieras	(72.013)	(30.382)
Otros egresos financieros	(103.785)	(57.442)
Total costos financieros	(8.466.573)	(5.832.821)
Total resultados financieros, netos	(557.637)	(1.623.105)

21. PATRIMONIO

La descripción de los principales cambios en el patrimonio de la Sociedad se encuentra expuesta en la Nota 23 a los estados financieros consolidados.

22. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

EI importe de la ganancia por acción se calcula dividiendo el resultado neto del ejercicio atribuible a la Sociedad por el promedio ponderado de acciones ordinarias durante el ejercicio, neto de las acciones propias en cartera.

A continuación, se muestra la información sobre ganancias y cantidad de acciones utilizadas en el cómputo del resultado por acción:

	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de
	2020	2019
Resultado neto del ejercicio atribuible a los propietarios de la Sociedad	5.910.648	4.226.576
Número promedio ponderado de acciones	3.747.070	3.747.070
Ganancia por acción
- Básica y diluida	1,577	1,128

No hubo ninguna transacción con acciones ordinarias u acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del ejercicio sobre el que se informa y la fecha de emisión de estos estados financieros que generen un efecto dilutivo.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

23. RESTRICCIONES SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS

Las restricciones sobre la distribución de ganancias que posee la Sociedad se describen en Nota 25 a los estados financieros consolidados.

24. PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS

Los compromisos contractuales y garantías otorgadas se describen en la Nota 27 a los estados financieros consolidados.

25. PRINCIPALES REGULACIONES Y OTROS

Las principales regulaciones y otros se describen en la Nota 30 a los estados financieros consolidados.

A continuación se detallan ciertos requerimientos de la CNV:

• a) Resolución General N° 622 de la CNV

• i. De acuerdo a lo estipulado en el artículo 1°, Capítulo III, Título IV de la resolución mencionada, a continuación se detallan las notas a los estados financieros intermedios individuales condensados que exponen la información solicitada por la Resolución en formato de Anexos.

Anexo A – Bienes de uso	Nota 7 Propiedades, planta y equipo
Anexo C – Inversiones en acciones	Nota 9 Inversiones en subsidiarias, asociadas y negocios conjuntos
Anexo D – Otras inversiones	Nota 6 Instrumentos financieros por categoría
Anexo E – Previsiones	Nota 11 Créditos por ventas
	Nota 10 Otros créditos
Anexo H – Cuadro de gastos	Nota 18 Gastos por naturaleza
Anexo G – Activos y pasivos en moneda extranjera	Nota 27 Activos y pasivos en monedas distintas del peso argentino

• b) Resolución General N° 629 de la CNV

Con motivo de la Resolución General N° 629 de la CNV, informamos que la documentación respaldatoria de las operaciones de la Sociedad que no se encuentra en la sede social, se encuentra en los depósitos de las siguientes empresas:

• Adea S.A., sita en Planta 3 – Ruta 36, Km 31,5 – Florencio Varela – Provincia de Buenos Aires.

• File S.R.L. sita en Panamericana y R. S. Peña – Blanco Encalada – Luján de Cuyo – Provincia de Mendoza.

Asimismo, se deja constancia que se encuentra a disposición en la sede inscripta, el detalle de la documentación dada en guarda, como así también la documentación referida en el artículo 5° inciso a.3), Sección I del Capítulo V del Título II de la Normativa de la CNV.

• c) Información adicional requerida por el Art. 12, Capítulo III, Título IV de la Normativa de la CNV. La información adicional se incluye en la Nota 31.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

26. INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS

El siguiente cuadro presenta el importe de los saldos con partes relacionadas al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	Al 31 de diciembre de	Al 31 de diciembre de	2020	Al	31	de diciembre	de 2019
		Créditos	Cuentas por	Otros		Créditos	Cuentas por
	Otros créditos	por ventas	pagar	créditos		por ventas	pagar
Entidades controladas:	Corriente	Corriente	Corriente	Corriente		Corriente	Corriente
Y-GEN Eléctrica S.A.U.	125.890	-	25.744	44.019		-	-
Y-GEN II Eléctrica S.A.U.	308.690	-	-	148.253		-	-
YPF Comercializadora S.A.U.	3.430	-	100	202		-	-
Luz del León S.A.	9.729.567	-	-	5.677.513		-	-
Entidades co-controlantes del Grupo:
YPF S.A.	59.013	2.802.680	1.349.200		-	2.433.056	1.539.547
Entidades asociadas:
Refinería del Norte S.A.	-	42.633	-		-	51.271	-
Metroenergía S.A.	-	4.588	-		-	4.588	226.649
A-Evangelista S.A.	8.291	-	185.338		-	-	964.087
U.T. Loma Campana	-	23.692	20.024		-	32.731	11.676
CT Barragán S.A.	-	15.153	-	21.705		-	-
GE Global Parts and Products GmbH	-	-	1.467.498	426.699		-	1.238.772
GE Water & Process Technologies SC	-	-	16.424		-	-	10.629
GE Packaged Power Inc.	-	-	159.216		-	-	57.085
GE Sensing & Inspection Technologies	-	-	2.855		-	-	908
GE International Inc.	-	-	907.585		-	-	-
GE International Inc. Sucursal Argentina	-	-	74.972		-	-	546.083
INNIO Jenbacher GmbH & CO OG	-	-	11.641		-	-	1.143
Jenbacher International B.V.	-	-	4.326		-	-	-
GE Wind Energy Equipment	-	-	317.994		-	-	639.848
GE Wind GMBH	-	-	84.678		-	-	-
Alstom Power Inc.	-	-	15.425		-	-	-
Alstom Power Services S.A.	-	-	2		-	-	-
Alstom Power Systems	-	-	4		-	-	-
Profertil S.A.	-	193.848	-		-	32.578	-
Entidad controlada por el Estado
Nacional:
CAMMESA	-	2.061.029	-	22.896		2.615.898	-
Totales	10.234.881	5.143.623	4.643.026	6.341.287		5.170.122	5.236.427

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

El siguiente cuadro presenta el importe de las transacciones con partes relacionadas al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de	Por los ejercicios finalizados el 31 de dicembre de
2020 2019
		Otros Intereses			Otros Intereses
Compras y resultados ganados (perdidos) Compras y resultados ganados (perdidos)
Ingresos	servicios operativos		, netos Ingresos	servicios operativos		, netos
Entidades controladas: Y-GEN Eléctrica S.A.U. 169.672 24.841 - - 82.398 - - - Y-GEN II Eléctrica S.A.U. 205.152 - - - 133.917 - - - Luz del León S.A. 195.260 - - 498.287 39.328 - - 39.322 YPF EE Comercializadora S.A.U. 2.261 - - - - - - - Entidades co-controlantes del Grupo: YPF S.A. 4.989.680 1.905.774 1.378 - 3.587.598 1.978.936 - - Entidades asociadas: - A-Evangelista S.A. - 1.420.799 294.175 - - 2.725.555 - - U.T. Loma Campana 146.675 570 - - 127.587 - - - GE International Inc. - 473.185 - - - 866.699 - - GE International Inc. Suc. Argentina - 742.599 5.257 - - 1.129.801 - - GE Global Parts and Products GmbH - 164.722 17.670 - - 1.299.322 - - GE Water & Process Technologies SC - 53.812 - - - 16.559 - - GE Packaged Power Inc. - 307.769 173.263 - - 236.815 - - GE Sensing & Inspection Technologies - 2.825 - - - 1.548 - - INNIO Jenbacher GmbH & CO OG - 11.157 - - - 22.460 - - Jenbacher International B.V. - 13.907 - - - - - - GE Intelligent Platforms - - - - - - - - GE Wind Energy Equipment - - - - - 1.995.797 - - GE Wind GMBH - 2.479.777 - - - - - - GE Energy Parts Inc. - - - - - - - - Alstom Power Inc. - 53.843 - - - - - - YPF Tecnología S.A. - - - - - 454 - - Profertil S.A. 369.820 - - - 119.587 - - - CT Barragán S.A. 128.818 - - - 35.564 - - - Metroenergía S.A. - - - - - 203.855 - - Entidad controlada por el Estado Nacional: CAMMESA 6.751.448 117.573 336.550 - 7.036.991 262.288 33.064 611.025(1)
Totales 12.958.786 7.773.153 828.293 498.287 11.162.970 10.740.089 33.064 650.347

(1) Corresponde al resultado por regularización de acreencias (Ver Nota 29).

En lo que respecta al negocio de generación y comercialización de energía eléctrica, la Sociedad tiene como principal cliente a CAMMESA, entidad controlada por el Estado Nacional. Tomando en consideración que el Estado Nacional es también accionista de YPF, CAMMESA es considerada una parte relacionada.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

Remuneración de la administración

Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 y 2019, los honorarios de los directores y las remuneraciones a ejecutivos claves ascendieron a 216.376 y 131.732, respectivamente, siendo los mismos beneficios de corto plazo y constituyendo los únicos beneficios otorgados a directores y ejecutivos claves.

27. ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS AL PESO ARGENTINO

A continuación se presenta el detalle de los saldos de activos y pasivos en monedas distintas al peso argentino de la Sociedad al 31 de diciembre de 2020 y 2019:

	31.12.2020 31.12.2019	31.12.2020 31.12.2019	31.12.2020 31.12.2019	31.12.2020 31.12.2019
Cuenta	Clase y monto de	Tipo de	Importe contabilizado en pesos Clase y monto de las monedas distintas al peso (en miles)	Importe contabilizado en pesos
	las monedas
	distintas al peso	cambio
	(en miles)	vigente(1)
ACTIVO CORRIENTE Otros créditos US$ 120.520 83,95 10.117.645 US$ 103.611 6.184.522 Créditos por ventas US$ 44.376 83,95 3.725.345 US$ 58.602 3.497.947 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido US$ 8.914 83,95 748.313 US$ - - Efectivoyequivalentes de efectivo US$ 45.053 83,95 3.782.218 US$ 221.105 13.197.730
Total del activo corriente 18.373.521 22.880.199
Total del activo 18.373.521 22.880.199
PASIVO NO CORRIENTE Préstamos US$ 571.908 84,15 48.126.046 (2)US$ 734.718 44.002.264 (2) Provisiones US$ 492 84,15 41.368 US$ - - Pasivospor arrendamientos US$ 7.530 84,15 633.631 US$ 9.211 551.616
Total delpasivo no corriente 48.801.045 44.553.880
PASIVO CORRIENTE Cuentas a pagar US$ 53.117 84,15 4.469.830 US$ 61.997 3.713.015 € 282 103,53 29.169 € 6.398 430.112 Préstamos US$ 310.847 84,15 26.157.807 (3)US$ 139.318 8.343.730 (3) Pasivospor arrendamientos US$ 2.450 84,15 206.186 US$ 3.153 188.833
Total delpasivo corriente 30.862.992 12.675.690
Total delpasivo 79.664.037 57.229.570

(1) Tipo de cambio correspondiente al 31 de diciembre de 2020 según el Banco de la Nación Argentina.

(2) Corresponde al importe nominal adeudado, el cual se expone en el rubro préstamos por 47.439.438 y 43.374.723 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, neto de comisiones y costos demandados por la transacción.

(3) Corresponde al importe nominal adeudado, el cual se expone en el rubro préstamos por 26.052.652 y 8.284.511 al 31 de diciembre de 2020 y 2019, respectivamente, neto de comisiones y costos demandados por la transacción.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

28. CLASIFICACIÓN DE LOS SALDOS DE CRÉDITOS Y DEUDAS POR PLAZOS DE VENCIMIENTO

==> picture [504 x 30] intentionally omitted <==

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Al 31 de diciembre de 2020
Créditos por ventas Otros créditos
----- End of picture text -----

	Sin plazo - - Con plazo Vencido - Hasta 3 meses - - - De 1 a 2 años 40.977 - Total vencido 40.977 - Con plazo a vencer - Hasta 3 meses 5.529.987 1.210.261 - De 9 a 12 meses - 9.804.076 - De 1 a 2 años - 2.907.670 Total a vencer 5.529.987 13.922.007 Total con plazo 5.570.964 13.922.007 Total 5.570.964 13.922.007	Sin plazo - - Con plazo Vencido - Hasta 3 meses - - - De 1 a 2 años 40.977 - Total vencido 40.977 - Con plazo a vencer - Hasta 3 meses 5.529.987 1.210.261 - De 9 a 12 meses - 9.804.076 - De 1 a 2 años - 2.907.670 Total a vencer 5.529.987 13.922.007 Total con plazo 5.570.964 13.922.007 Total 5.570.964 13.922.007	Sin plazo - - Con plazo Vencido - Hasta 3 meses - - - De 1 a 2 años 40.977 - Total vencido 40.977 - Con plazo a vencer - Hasta 3 meses 5.529.987 1.210.261 - De 9 a 12 meses - 9.804.076 - De 1 a 2 años - 2.907.670 Total a vencer 5.529.987 13.922.007 Total con plazo 5.570.964 13.922.007 Total 5.570.964 13.922.007
	Al 31 de diciembre de 2020
	Cuentas Cargas Pasivo por Remuneraciones Pasivos por
	por pagar Provisiones fiscales Préstamos	impuesto diferido y cargas sociales	arrendamientos
Sin plazo	- 132.636 - - 3.972.443 - -
Con plazo: Vencido - Hasta 3 meses 1.493.917 - - - - - - - De 3 a 6 meses 218.462 - - - - - - - De 6 a 9 meses 321.019 - - - - - - - De 9 a 12 meses 161.156 - - - - - - - De 1 a 2 años 386.493 - - - - - - - Más de 2 años - - - - - - -
Total vencido 2.581.047 - - - - - -
A vencer - Hasta 3 meses 3.415.534 - 75.642 5.760.739 - 162.325 50.609 - De 3 a 6 meses - - - 11.204.364 - 65.237 52.912 - De 6 a 9 meses - - - 2.284.503 - 214.290 51.881 - De 9 a 12 meses - - - 6.803.046 - 16.309 50.784 - De 1 a 2 años - - - 7.110.944 - - 177.082 - De 2 a 3 años - - - 3.525.285 - - 60.163 - De 3 a 4 años - - - 1.844.271 - - 50.006 - De 4 a 5 años - - - 1.839.657 - - 45.453 - Más de 5 años - - - 33.119.281 - - 300.927
Total a vencer 3.415.534 - 75.642 73.492.090 - 458.161 839.817
Total con plazo 5.996.581 - 75.642 73.492.090 - 458.161 839.817
Total 5.996.581 132.636 75.642 73.492.090 3.972.443 458.161 839.817

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

29. REGULARIZACIÓN DE ACREENCIAS POR LIQUIDACIONES DE VENTA CON FECHA DE VENCIMIENTO A DEFINIR (“LVFVD”)

La Resolución SE N° 95/13, promulgada en febrero de 2013, estableció los precios de la energía eléctrica a ser actualizados anualmente. Bajo este marco, los generadores recibieron una remuneración que consiste en (i) pagos fijos basados en la disponibilidad y calculados en base a una tarifa fija preestablecida por MW, (ii) pagos variables basados en la generación de cada unidad calculada en base a una tarifa fija por MWh que variaba según el tipo y el tamaño de la tecnología y el combustible utilizado para generar energía, y (iii) la remuneración por mantenimiento no recurrente, que se pagó en forma de liquidación de venta con fecha de vencimiento a definir ("LVFVD").

Con respecto a los pagos variables mencionados anteriormente, una parte de la remuneración se pagó directamente a los agentes de generación pertinentes, mientras que la otra parte se destinaría a un fondo fiduciario y se reinvertiría en nuevos proyectos de infraestructura en los sectores de energía eléctrica según lo definido por la Secretaría de Energía Eléctrica (“Remuneración adicional – Fideicomiso”). Finalmente, la parte que se destinariá a un fondo fiduciario también fue instrumentada mediante LVFVD.

Con fecha 16 de agosto de 2019, CAMMESA y la Sociedad firmaron un acuerdo definitivo para cancelar el saldo de LVFVD, los que eran clasificados en el rubro “Otros créditos – No corrientes” (Nota 10) del estado de situación financiera al 31 de diciembre de 2018. Como resultado de dicho acuerdo se fijó una quita de 18% sobre el saldo de capital más intereses devengados a dicha fecha. Asimismo, la Sociedad renunció a todo reclamo relacionado a tales acreencias.

En virtud del acuerdo celebrado, durante el mes de agosto de 2019 la Sociedad cobró 1.327.072 (IVA incluido) y registró una ganancia neta, antes de impuestos, de 611.025, la que fue reconocida en el rubro “Regularización de acreencias” del estado de resultados integrales correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019.

30. PASIVOS CONTINGENTES

Las novedades por el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 se describen en la Nota 29 a los estados financieros consolidados.

31. IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19

Con fecha 11 de marzo de 2020, la Organización Mundial de la Salud declaró pandemia al brote de Coronavirus (Covid-19), debido a su rápida propagación por el mundo, habiendo afectado a más de 190 países. La mayoría de los gobiernos están tomando medidas restrictivas para contener la propagación.

En la República Argentina, donde opera la Sociedad, el 12 de marzo de 2020 a través del Decreto del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) N°260/2020, y sus modificatorias, estableció la emergencia sanitaria para la gestión de COVID-19, y el 19 de marzo el PEN emitió el Decreto N°297/2020 que declaró el aislamiento social, preventivo y obligatorio, que se fue prorrogando y permanece aún vigente. La generación eléctrica fue declarada servicio esencial y se le permitió operar desde el inicio del aislamiento, mientras que las obras de infraestructura eléctrica se declararon esenciales a partir del 6 de abril de 2020. Hasta el momento las medidas derivadas de la pandemia incluyen entre otras, la

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

prohibición de despidos sin causa justificada, por razones de reducción de trabajo o fuerza mayor, restricción general sobre el desplazamiento de personas no afectadas a actividades esenciales, restricciones generales de viaje, suspensión de visas, cierre parcial o total de instituciones públicas y privadas, suspensión de eventos deportivos, restricciones a la operación de museos y atracciones turísticas.

A través del Decreto 576/2020, el 29 de junio de 2020 el PEN determinó medidas más restrictivas en la zona de la Ciudad de Buenos Aires y alrededores (AMBA), y permitió a los gobiernos provinciales liberar o restringir la actividad según ciertos parámetros de la evolución local de Covid. Si bien todas las provincias y localidades han permitido la actividad de servicios esenciales, muchas aplican restricciones, o períodos de aislamiento que dificultan el normal desarrollo de las actividades de la Sociedad y de sus contratistas.

Las medidas derivadas de la pandemia Covid-19 están afectando de forma significativa la economía nacional, regional y global, debido a dificultades en las cadenas de suministro y al aumento significativo de la incertidumbre económica, evidenciado por mayor volatilidad del precio de activos y tipos de cambio y disminución de las tasas de interés a largo plazo.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados no hubo impactos presentes significativos, y no es posible realizar una estimación de los impactos finales derivados de estos eventos sobre la situación patrimonial y financiera de la Sociedad, sobre sus resultados o sobre sus flujos de efectivo. Sin embargo, la Dirección de la Sociedad considera que las circunstancias descriptas no invalidan la aplicación de políticas contables correspondientes a una empresa en marcha en la preparación de los estados financieros al 31 de diciembre de 2020.

Los posibles impactos que sobre la actividad de la Sociedad podrían esperarse durante el ejercicio 2020 son los siguientes:

• Disminución en nuestras ventas de generación de energía como consecuencia de una caída general de la demanda de energía eléctrica;

• Problemas de cobro de las distribuidoras de electricidad, afectando la capacidad de CAMMESA para hacer frente con sus obligaciones de pago hacia la Sociedad.

• Deterioro de las condiciones financieras de nuestros clientes mayoristas, afectando negativamente su capacidad de pagar nuestros créditos y, en consecuencia, afectando nuestra condición financiera.

• Atrasos en la ejecución de nuestros proyectos en desarrollos, derivados de problemas de movilización de nuestros contratistas y eventuales mayores costos de construcción (Nota 28 a los estados finacieros consolidados).

• Dificultades en la cadena de suministro, por reducción o suspensión de la producción de los insumos básicos que utiliza la Sociedad en su proceso productivo e impacto en los gastos relacionados.

La Dirección de la Sociedad ha tomado medidas tanto sanitarias - con protocolos de prevención de Covid-19, operativos y de obras - para garantizar la continuidad de sus actividades, garantizando la producción y procurando minimizar demoras de las obras. Adicionalmente se han tomado decisiones para minimizar los costos, optimizar los contratos vigentes y asegurar los ingresos. Durante el ejercicio 2020 se evaluará el impacto de las referidas circunstancias y de aquellos hechos y circunstancias que puedan producirse en un futuro sobre la situación patrimonial y financiera de la Sociedad y sobre los resultados de sus operaciones y los flujos de efectivo correspondientes.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos, excepto donde se indique lo contrario)

32. HECHOS POSTERIORES

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros individuales no han existido otros hechos posteriores significativos cuyo efecto sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones dela Sociedad al 31 de diciembre de 2020 o su exposición en nota a los presentes estados financieros consolidados, de corresponder, no hubieren sido considerados en los mismos según las NIIF.

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Informe de la Comisión Fiscalizadora

A los señores Accionistas de

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA

1. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo N° 294 de la Ley General de Sociedades N° 19.550 y en las normas de la Comisión Nacional de Valores (“CNV”), hemos efectuado un examen de los estados financieros individuales adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA (en adelante, mencionada indistintamente como “YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA” o “la Sociedad”) que incluyen el estado de situación financiera individual al 31 de diciembre de 2020, los correspondientes estados de resultados integrales individuales, de cambios en el patrimonio y de flujos de efectivo por el ejercicio económico, finalizado en esa fecha y la información complementaria contenida en notas 1 a 32. Los saldos y otra información correspondientes al ejercicio 2019, son parte integrante de los estados financieros mencionados precedentemente y por lo tanto deberán ser considerados con ellos.

2. El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros individuales adjuntos de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera, adoptadas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (“FACPCE”) como normas contables profesionales e incorporadas por la Comisión Nacional de Valores (“CNV”) a su normativa, tal como fueron aprobadas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (“IASB” por su sigla en inglés). Para preparar los estados financieros individuales a que se refiere este informe, la Sociedad ha aplicado las normas contables profesionales contenidas en la Resolución Técnica N° 26 de la FACPCE para la preparación de estados contables individuales, incorporadas por la Comisión Nacional de Valores a su normativa. Nuestra responsabilidad consiste en expresar una opinión basada en el examen que hemos realizado con el alcance detallado en el párrafo 3.

3. Nuestro examen fue realizado de acuerdo con normas de sindicatura vigentes. Dichas normas requieren la aplicación de los procedimientos establecidos en las Resoluciones Técnicas Nº 15 y 32 de la FACPCE para auditorias de estados financieros e incluyen la verificación de la congruencia de los documentos revisados con la información sobre las decisiones societarias expuestas en actas y la adecuación de dichas decisiones a la ley y a los estatutos en lo relativo a sus aspectos formales y documentales. Para realizar nuestra tarea profesional, hemos efectuado un examen del trabajo realizado por los auditores externos de la Sociedad, Deloitte & Co. S.A., quienes emitieron su informe de auditoría con fecha 3 de marzo de 2021. Una auditoría involucra aplicar procedimientos, sustancialmente sobre bases selectivas, para obtener evidencias sobre la información expuesta en los estados financieros. Los procedimientos seleccionados dependen del juicio profesional del auditor e incluyen su evaluación de los riesgos de que existan distorsiones significativas en los estados contables originadas en errores u omisiones o en irregularidades. Al realizar estas evaluaciones de riesgo, el auditor considera el control interno existente en la Sociedad, relevante para la preparación y presentación razonable de los estados contables, pero no efectúa una evaluación del control interno vigente con el propósito de expresar una opinión sobre su efectividad sino con la finalidad de seleccionar los procedimientos de auditoría que resulten apropiados a las circunstancias. No hemos efectuado ningún control de gestión, y por lo tanto no hemos evaluado los criterios empresarios de administración, financiación, comercialización y explotación, dado que son de incumbencia exclusiva del Directorio y de la Asamblea.

4. a. En nuestra opinión, basados en el trabajo realizado, los estados financieros individuales mencionados en el capítulo 1 de este informe presentan razonablemente, en todos sus aspectos significativos, la situación financiera de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANONIMA al 31 de diciembre de 2020, y los resultados integrales de sus operaciones, la evolución de su patrimonio y el flujo de su efectivo por el ejercicio económico finalizado en esa fecha de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”).

5. Informamos, además, en cumplimiento de disposiciones legales vigentes, que:

6. a. El inventario y los estados financieros adjuntos se encuentran asentados en el libro Inventarios y Balances.

7. b. Hemos revisado la memoria del Directorio, sobre la cual nada tenemos que observar en materia de nuestra competencia.

8. c. De acuerdo a lo requerido por la Resolución General Nº 340 de la Comisión Nacional de Valores, sobre la independencia del auditor externo y sobre la calidad de las políticas de auditoría aplicadas por el mismo y de las políticas de contabilización de la Sociedad, el informe del auditor externo descripto anteriormente incluye la manifestación de haber aplicado las normas de auditoría vigentes en Argentina, que comprenden los requisitos de independencia, y no contiene salvedades en relación a la aplicación de dichas normas y de las normas contables profesionales vigentes en Argentina.

9. d. En ejercicio del control de legalidad que nos compete, hemos aplicado durante el ejercicio de los procedimientos descriptos en el artículo Nº 294 de la Ley General de Sociedades Nº 19.550, los que consideramos necesarios de acuerdo con las circunstancias, no teniendo observaciones que formular al respecto.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 3 de marzo de 2021.

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora