YPF S.A. - Interim / Quarterly Report 2021

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

Domicilio: Macacha Güemes 515, Piso 3, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

Ejercicio Económico Nº 9 iniciado el 1° de enero de 2021.

Información confeccionada sobre la base de los Estados Financieros Consolidados de YPF Energía Eléctrica S.A. y sus sociedades controladas.

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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CONTENIDO *	CONTENIDO *
1.	COMENTARIOS GENERALES........................................................................................................................................ 1
	1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SOCIEDAD .................................................................................................................. 1
	1.2. SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO ................................................................................................. 1
	1.2.1. PRINCIPALES VARIABLES.......................................................................................................................... 1
	1.2.2. MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA.................................................................................................. 3
	1.2.3. PRINCIPALES ASPECTOS REGULATORIOS................................................................................................ 8
	1.3. COMPARACIÓN DE RESULTADOS ...................................................................................................................... 9
	1.3.1. PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 VS. PERÍODO DE NUEVE
	MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2020.............................................................................................. 9
	1.3.2. TERCER TRIMESTRE 2021 VS. TERCER TRIMESTRE 2020....................................................................... 13
2.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL ........................................................................................................... 16
3.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE RESULTADOS ........................................................................................................ 17
4.	SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO ............................................................................................ 18
5.	DATOS ESTADÍSTICOS ............................................................................................................................................... 19
6.	ÍNDICES ..................................................................................................................................................................... 20
7.	PRINCIPALES LOGROS DEL PERÍODO Y PERSPECTIVAS ............................................................................................. 21
8.	IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19 ..................................................................................... 24

* Información no cubierta por el Informe de Revisión 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 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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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 Macacha Güemes 515, Piso 3, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad y de las sociedades que componen el Grupo económico consiste en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de los siguientes activos:

Central Eléctrica	Ubicación (Provincia)	Capacidad Instalada (MW)	Tecnología
Central Térmica Tucumán	Tucumán	447	Ciclo Combinado
San Miguel de Tucumán	Tucumán	382	Ciclo Combinado
El Bracho TG	Tucumán	274	Ciclo Abierto
El Bracho TV	Tucumán	199	Turbina de Vapor
Loma Campana I	Neuquén	105	Ciclo Abierto
Loma Campana II	Neuquén	107	Ciclo Abierto
Loma Campana Este	Neuquén	17	Moto Generadores
LP Cogeneración I	Buenos Aires	128	Cogeneración
La Plata Cogeneración II	Buenos Aires	90	Cogeneración
Central Dock Sud	Buenos Aires	279	Ciclo Combinado/ Ciclo Abierto
Manantiales Behr	Chubut	99	Eólica
Los Teros I	Buenos Aires	123	Eólica
Los Teros II	Buenos Aires	52	Eólica
Central Térmica Manantiales Behr	Chubut	58	Moto generadores
Total		2.360

La capacidad instalada del Grupo representa el 5,5% de la capacidad instalada del país, incluyendo la participación en la Central Dock Sud. Al 30 de septiembre de 2021 el Grupo generó el 7,7% de la energía demandada en la Argentina, según la última información publicada por CAMMESA.

Adicionalmente, se cuenta con proyectos en construcción por 122 MW.

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

En los últimos años, la economía argentina ha experimentado una volatilidad significativa caracterizada por períodos de crecimiento bajo o negativo, inestabilidad macroeconómica, devaluaciones de la moneda y altos niveles variables de inflación.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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Con fecha 10 de diciembre de 2019 asumió el actual Gobierno. Dicha administración enfrenta desde su asunción desafíos en materia macroeconómica, como aquellos relacionados con los intentos por reducir la tasa de inflación, alcanzar un superávit comercial y equilibrio fiscal, administrar la deuda soberana, incrementar reservas de divisas del país, preservar el valor del peso y la mejora de la competitividad de la industria argentina, asegurar la estabilidad financiera, entre otras, a lo que se suma el control del brote del COVID-19. En la actualidad, si bien el contexto internacional es favorable, con mejoras en las perspectivas de crecimiento mundial y elevados precios de las materias primas exportadas por la Argentina, el grado de incertidumbre aún es elevado y está asociado al avance de la vacunación efectiva de la población y los riesgos en la aparición de nuevas cepas del virus.

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, 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.

Según los últimos datos publicados en el Informe Mensual de Estimación de la Actividad Económica elaborado por el INDEC, la estimación preliminar arrojó una variación negativa de la actividad económica en el PBI de 9,9% para 2020 con respecto al año previo. Por otro lado, para los primeros ocho meses del año 2021 con respecto al mismo período de 2020, la estimación preliminar mostró una variación positiva de la actividad económica del 10,8%, principalmente impulsado por la recuperación de la actividad económica luego de una caída pronunciada en el segundo trimestre de 2020 como consecuencia de las medidas adoptadas por el Gobierno Nacional para combatir la pandemia del COVID-19. De acuerdo con las proyecciones realizadas por el FMI, se estima un crecimiento en el PBI del país de aproximadamente 7,5% para el año 2021.

En términos de Inflación, Argentina ha enfrentado y sigue experimentando presiones inflacionarias significantes. Durante 2020, el índice de precios al consumidor (IPC) fue de 36,1%, mientras que el índice de precios internos mayoristas (IPM), también elaborado por el mismo organismo, presentó un incremento acumulado de 35,4% durante dicho período. Durante los primeros nueve meses de 2021, el incremento acumulado del IPC fue de 37,0%, mientras que el IPIM fue 39,8%.

Según los últimos datos publicados por el INDEC, el superávit en el saldo de la cuenta comercial de Argentina ascendió a US$ 12.322 millones durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, lo que representó un incremento del 6,5% con respecto a igual período del año anterior, lo que se explica por un aumento de las importaciones del 51,3% y un aumento de exportaciones del 38,9%, en comparación con el mismo período del año anterior.

En lo que respecta a las condiciones del mercado local en materia cambiaria, el tipo de cambio peso/dólar alcanzó un valor de 98,64 al 30 de septiembre de 2021, habiéndose incrementado aproximadamente un 17,4% desde su valor de 84,05 pesos por dólar al cierre de diciembre de 2020. La cotización promedio del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 ascendió a 93,32 y fue un 38,2% superior al promedio registrado durante el mismo período de 2020 de 67,53.

En relación con la deuda soberana, durante el año 2020, el Gobierno argentino realizó el canje de los bonos en moneda extranjera con grados de adhesión cercanos al 99%, logrando extender el vencimiento promedio de dichos bonos.

En relación con la deuda con el Club de París, con fecha 23 de junio de 2021, el Ministro de Economía Martín Guzmán anunció que el Gobierno Nacional alcanzó un acuerdo para evitar caer en default el 31 de julio de 2021 y poder seguir renegociando hasta el 31 de marzo de 2022. En razón de dicho acuerdo, el Gobierno Argentino deberá pagar un total de US$ 430 millones, a cuenta del capital de la deuda total, en dos partes: el 31 de julio de 2021 y el 28 de febrero de 2022. Respecto de los intereses devengados y no pagados, serán incluidos en la renegociación que se estima alcanzar antes del 31 de marzo de 2022. El 28 de julio de 2021, se realizó el primer pago de aproximadamente US$ 230 millones.

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Por otra parte, el Gobierno argentino continúa con negociaciones con el FMI con el objetivo de lograr la sostenibilidad de su deuda externa pública. Sin perjuicio de ello, el 23 de agosto de 2021 el FMI repartió entre todos sus miembros alrededor de US$ 650.000 millones por derechos especiales de giro, la moneda del organismo, de los cuales Argentina recibió aproximadamente US$ 4.355 millones, lo que permitirá eventualmente a la Argentina contar con los fondos necesarios para cumplir con el pago de compromisos en dólares con los organismos internacionales para lo que resta del año.

1.2.2. MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Demanda

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, la demanda de energía eléctrica del país se incrementó un 4,7% respecto al mismo período del año anterior. Esto se explica por un aumento en los tres segmentos de demanda (residencial, comercial y grandes usuarios) respecto a los primeros nueve meses de 2020. Particularmente los grandes usuarios presentaron un aumento en su demanda eléctrica del 15,3% respecto al mismo período del año anterior y, en algunos sectores, también respecto al mismo período de 2019, previo al aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuesto en marzo de 2020.

El consumo de energía eléctrica del MEM durante los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020 se detalla a continuación:

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Asimismo, el consumo de energía eléctrica del MEM durante el tercer trimestre de 2021 y el mismo período del año anterior se detalla a continuación:

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La demanda de los grandes usuarios de la distribuidora (3.219 GWh) creció un 14,9% respecto al tercer trimestre de 2020 y un 1,5% respecto al tercer trimestre de 2019, empezándose a ver una recuperación en la actividad económica. Los grandes usuarios del MEM (GUMA y GUME) que representaron el 17% del total de la demanda, registraron un aumento del 17% en su consumo como consecuencia de la recuperación que se está viendo en algunas industrias respecto al tercer trimestre 2020, y en algunos casos como los sectores metalúrgicos, construcción y automotriz, también respecto al mismo período de 2019.

Capacidad instalada

Al 30 de septiembre de 2021 y 2020, Argentina cuenta con una potencia instalada de 42.589 MW, de acuerdo al siguiente detalle:

	Septiembre	Septiembre
	2021(MW)	2020(MW)
Térmica	25.327	24.841
Hidráulica	10.834	10.834
Nuclear	1.755	1.755
Eólica	3.169	2.382
Solar	860	759
Hidráulica Renovable	511	506
Otros renovables	133	86
	42.589	41.164

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La evolución de la capacidad instalada por tipo de tecnología desde 2003 se detalla a continuación:

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Asimismo, durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 la capacidad instalada ha mostrado la siguiente evolución:

TIPO	2021(MW)
Térmico	(35)
Eólica	546
Solar	101
Otros renovables	26
	638

La nueva capacidad corresponde a proyectos renovables adjudicados en las licitaciones de RenovAr y contratos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), totalizando 673 MW, 15 MW de motores diésel y 15,5 MW de repotenciación de centrales térmicas. A su vez, salieron de funcionamiento 47 MW de centrales térmicas ineficientes (motores diésel y turbinas de vapor) y 71 MW de turbinas a gas. En lo que respecta al tercer trimestre de 2021, se destaca la incorporación de 100 MW del Parque Solar Guañizuil II, también adjudicado en Renovar, y el incremento de potencia (12,5 MW) de la cogeneración Terminal 6.

Generación:

La generación del período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 por fuente se detalla a continuación:

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Variación 2021
2021 (GWh) 2020 (GWh)
vs. 2020
Térmica 68.874 59.627 15,5%
Hidráulica 17.660 22.716 -22,3%
Nuclear 7.171 7.947 -9,8%
Renovable 12.567 8.754 43,6%
Total 106.272 99.044 7,3%
----- End of picture text -----

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RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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La generación térmica y la hidroeléctrica continúan siendo las principales fuentes de energía utilizadas para satisfacer la demanda, si bien la energía hidroeléctrica sigue con la caída en su generación, al igual que en el año 2020. Los bajos caudales del río Paraná contrajeron la generación de Yacyretá en un 20,9% respecto a los primeros nueve meses de 2020 mientras que la caída del caudal del Río Uruguay disminuyó la generación de Salto Grande un 3,4% respecto al período anteriormente mencionado. Adicionalmente, la salida de funcionamiento de Futaleufú hasta agosto 2021 y el bajo nivel de los embalses de los ríos del Comahue, también impactaron en la disminución de la generación hidroeléctrica.

La energía nuclear disminuyó principalmente debido a que Atucha 2 estuvo fuera de servicio por mantenimiento hasta mediados de marzo 2021 (desde octubre 2020) y Embalse estuvo en mantenimiento parte del segundo trimestre y Atucha se encuentra realizando un mantenimiento mayor desde finales de agosto 2021, a concluirse en octubre 2021.

En cuanto a las ERNC, si bien se continúa viendo un aumento en su participación, no se está alcanzando el 16% de generación establecido en la Ley N° 27.191 para 2021. Durante los primeros nueve meses de 2021 las energías renovables generaron el 11,8% de la generación del sistema, y en el mes de septiembre alcanzó a cubrir aproximadamente el 12,9% de la generación total.

Al igual que los últimos años, el gas natural continúa siendo el principal combustible utilizado para la generación. El consumo por tipo de combustible se detalla a continuación:

	2021 Volumen	[%]	2020 Volumen	[%]	Variación
Gas Natural [Mm3/día]	44,95	81%	43,17	90%	2,2%
Fuel Oil [MM3/d gas eq.]	2,63	5%	1,42	3%	85,2%
Gas Oil [MM3/d gas eq.]	6,05	11%	2,63	5%	130%
Carbón [MM3/d gas eq.]	1,68	3%	1,00	2%	68%
Total	55,31	100%	48,22	100%	14,7%

Durante los primeros nueve meses del 2021, tanto el crecimiento de la demanda como la caída en la generación hidroeléctrica y nuclear resultaron en una mayor generación térmica. Esto generó un mayor consumo de gas natural y de combustibles alternativos.

Importaciones y exportaciones:

Las importaciones provienen principalmente desde Uruguay de acuerdo a ofertas de oportunidad de excedentes hidráulicos o eólicos sustituyendo generación térmica marginal o, como sucedió en el mes de septiembre, para abastecer a la demanda de Brasil, generando un margen para CAMMESA por el intercambio comercial. En lo que respecta a Paraguay obedece a razones locales en la Provincia de Misiones.

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Importación	1°T 2020	2°T 2020	3°T 2020	Subtotal 2020	1°T 2021	2°T 2021	3°T 2021	Subtotal 2021
Brasil	0,05	-	349,08	349,13	-	39,19	-	39,19
Paraguay	35,58	35,09	38,79	109,46	34,68	36,35	41,3	112,33
Uruguay	55,04	255,48	316,71	627,22	43,17	134,75	344,7	522,62
	90,67	290,57	704,57	1.085,82	77,85	210,29	386,0	674,14

En cuanto a las exportaciones se puede apreciar un fuerte incremento de aquellas destinadas a Brasil, especialmente durante los primeros dos meses del año y los meses de agosto y septiembre de 2021, como consecuencia de la sequía del sur de Brasil. Las exportaciones realizadas a lo largo de 2021 han generado un beneficio para CAMMESA de 289 millones de dólares.

Exportación	1°T 2020	2°T 2020	3°T 2020	Subtotal 2020	1°T 2021	2°T 2021	3°T 2021	Subtotal 2021
Brasil	73,22	15,69	45,03	133,94	1.046,65	94,20	1.734,71	2.875,55
Chile	-	0,15	0,56	0,71	-	-	-	-
Uruguay	141,91	267,76	-	409,67	45,91	5,04	4,09	55,03
	215,13	283,60	45,59	544,32	1.092,56	99,24	1.738,80	2.930,59

Costos y precios

Las tarifas de los usuarios residenciales y comerciales (dentro de las distribuidoras) con demandas menores a los 300 kW se encuentran fijas en pesos argentinos desde abril 2019, según lo establecido en la Resolución SGE 14/2019, por lo que las tarifas visualizadas en dólares presentaron una caída acorde a la devaluación del período, siendo el promedio para el tercer trimestre 2021 de 19,7 US$/MWh. En el caso de los GUDI, en febrero la Secretaría de Energía, mediante la Resolución SE 131/2021, aprobó, con vigencia a partir de marzo 2021, los nuevos precios estabilizados de energía. Posteriormente, mediante la Resolución SE 748/2021, estas fueron nuevamente actualizadas entrando las nuevas tarifas en vigencia en el mes de agosto. En el caso de los GUDI, en el tercer trimestre de 2021 el precio fue aproximadamente 65,8 US$/MWh, lo que representó un subsidio del 20,8%. El porcentaje de subsidio disminuyó un 11,8% respecto al tercer trimestre de 2020 dado al ajuste de tarifas de los GUDI, que aumentaron un 35% a partir de la Res. SE 131/2021, y luego fueron ajustadas nuevamente un 21%, en el mes de agosto, mediante la Res. SE 748/2021.

Como resultado de la operación, durante el mes de septiembre de 2021, el costo medio de generación alcanzó 76,8 US$/MWh, siendo 22,4 US$/MWh superior al mismo mes del año anterior (54,4 US$/MWh). En lo que respecta al tercer trimestre de 2021 el costo medio de generación alcanzó 83,1 US$/MWh , habiéndose incrementado un 27,3% respecto al costo del mismo período del año anterior (22,7 US$/MWh).

El costo marginal operado y los precios por usuario final de los meses de septiembre de 2021 y septiembre de 2020 se detallan a continuación:

		US$ / MWh
	Septiembre 2021	Septiembre 2020	Var. %
Costo Marginal Operado	104	37	179%
GUMA / GUME	77	54	41%
GUDI	69	40	75%
Estacional	19	26	-27%
PLUS	66	61	8%
MATER	61	61	0%
RENOVAR	73	73	-1%

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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El costo marginal operado y los precios por usuario final del tercer trimestre de 2021 y de 2020 se detallan a continuación:

		US$ / MWh
	Septiembre 2021	Septiembre 2020	Var. %
Costo Marginal Operado	106	64	64%
GUMA / GUME	83	60	38%
GUDI	69	41	62%
Estacional	20	27	-26%
PLUS	69	63	10%
MATER	61	61	0%
RENOVAR	72	73	-1%

El subsidio total a la energía eléctrica (sin incluir transporte) representó un 65,1% del costo del sistema en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, siendo de aproximadamente US$ 4.406 millones (sin considerar el margen por exportación de energía).

1.2.3. PRINCIPALES ASPECTOS REGULATORIOS

Con fecha 22 de enero de 2021, mediante la Resolución SE 40/2021, la Secretaría de Energía establece el “Régimen Especial de Regularización de Obligaciones y Créditos” para las deudas mantenidas con CAMMESA o con el MEM de las distribuidoras de energía eléctrica agentes del MEM, tanto por consumo de energía, potencia, intereses o penalidades, acumuladas al 30 de septiembre de 2020. El período para regularizar la situación se estableció para el 31 de marzo de 2021, fecha en la cual CAMMESA debía iniciar las acciones necesarias para asegurar la integridad y regularidad de la cadena de pagos y cobrabilidad del MEM.

Con fecha 22 de febrero de 2021, mediante la Resolución SE 131/2020, la Secretaría de Energía estableció, partir de marzo 2021, los nuevos precios estabilizados de energías para los grandes usuarios dentro de distribuidora (exceptuando a organismos públicos de salud o educación). Asimismo, resolvió mantener los precios de energía y potencia para los usuarios residenciales según los establecido en la Res SRRyME 14/2019 (abril 2019) y el Precio Estabilizado de Transporte en Alta Tensión según lo establecido en la Disposición SEE 75/2018. También se resolvió el incremento del cargo del Fondo Nacional de Energía Eléctrica de 80 ARS/MWh a 160 ARS/MWh, anunciando también futuros aumentos graduales de ese cargo. Posteriormente, se determinó que el incremento será a partir del 1 de abril de 2021, mediante la Res. 204/2021.

Con fecha 9 de marzo de 2021, mediante la Resolución 58/2021, el Ente Nacional Regulador de Electricidad (ENRE) resolvió que las empresas prestadoras de los servicios de energía eléctrica no podrán disponer la suspensión o el corte del servicio en caso de mora o falta de pago a las personas usuarias, hasta el día 31 de diciembre de 2021. Bajo dicho contexto, el ENRE atenderá a dicha situación propendiendo a la continuidad del servicio público involucrado, con la adopción de medidas que tengan como objetivo evitar un impacto económico negativo en los usuarios, garantizando así el acceso al servicio público de electricidad.

Con fecha 10 de marzo de 2021, mediante la Resolución SE 169/2021 la Secretaría de Energía resolvió la adjudicación de las ofertas en la Ronda II del Plan GasAr para entregar gas natural durante los meses de invierno para el período 2021-2024, por un precio de 4,73 US$/MMBTU. Asimismo, mediante la circular aclaratoria N°1 se había definido que para el comprador la cantidad del Take or Pay será del 75% mensual, multiplicado por la cantidad de días del mes. De estas cantidades deberá descontarse el gas que no pudo ponerse a disposición o que no fue tomado por causa mayor, o las que el proveedor no haya podido poner a disposición por razones de fuerza mayor o mantenimiento no programado.

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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Con fecha 21 de mayo de 2021 fue publicada en el Boletín Oficial la Resolución N° 440/2021 de la Secretaría de Energía mediante la cual se adecúa la remuneración establecida en la Resolución N° 31/2020 en aproximadamente un 29% con vigencia a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2021.

Con fecha 15 de junio de 2021 fue emitida la Resolución SE N° 551/2021 que establece medidas que propenden a la conclusión de los proyectos aún no habilitados, de forma de que no retengan prioridad de despacho, habilitando esta capacidad de transporte a ser asignada a otros proyectos.

Con fecha 30 de julio de 2021, se publica la Resolución SE 742/2021, en el marco de las Leyes 26.190 y 27.191, con el objetivo de aumentar paulatinamente la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica argentina, hasta llegar a un objetivo de participación del 20% en 2025, se adjudicaron proyectos de RenovAr 1, 1.5, 2 y 3 (miniRen), como también se adecuaron las condiciones de proyectos anteriores a desarrollar a las condiciones de contrato de RenovAr, mediante la licitación 202/2016. Con el objetivo de que los proyectos comprometidos en los referidos Contratos se concreten, mediante la Resolución SE 742/2021, se otorga un plazo adicional para alcanzar la habilitación comercial y se establece una nueva modalidad de pago de las penalidades y una reducción en los montos de las multas que corresponde aplicar con motivo de incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial y el Abastecimiento de Energía Comprometida.

Con fecha 3 de agosto de 2021, la Secretaría de Energía resuelve mediante la Resolución SE 748/2021:

Aprobar la reprogramación trimestral definitiva para el período agosto-octubre 2021.
Establecer a partir de agosto, los nuevos precios estabilizados de energías para los grandes usuarios dentro de distribuidora (exceptuando a organismos públicos de salud o educación). Este precio es de 6.813 AR$/MWh (70,1 US$/MWh en el mes de agosto).
Mantiene los precios de energía y potencia para los usuarios residenciales según los establecido en la Res SRRyME 14/2019 (abril 2019).
Mantiene el Precio Estabilizado de Transporte en Alta Tensión según lo establecido en la Disposición SEE 75/2018.

Con el fin de poder garantizar el abastecimiento de la energía adicional con fines de exportación y preservar la disponibilidad de los Agentes Generadores, con fecha 31 de octubre de 2021, la Secretaría de Energía emitió la Resolución N° 1037/2021 que establece un reconocimiento adicional y transitorio en la remuneración a los Agentes Generadores comprendidos en la Resolución Nº 440 de la Secretaría de Energía, entre los cuales se encuentra la Sociedad, que abarcará las transacciones económicas comprendidas entre el 1º septiembre de 2021 y hasta el 28 de febrero de 2022, y que será definido por dicha Secretaría mediante las instrucciones regulatorias correspondientes.

1.3. COMPARACIÓN DE RESULTADOS

1.3.1. PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 VS. PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2020

A nivel operativo, durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 la generación de energía producida por el Grupo se incrementó un 44,1% respecto al mismo período de 2020, alcanzando una generación de 7.381 GWh en el presente período. Asimismo, la potencia comercial disponible de energía térmica del Grupo aumentó aproximadamente un 14,3% alcanzando en promedio los 1.432,8 MW.

Los ingresos correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fueron de $ 30.933,4 millones, lo que representa un aumento del 114% en comparación con los $ 14.486,1 millones correspondientes al mismo período de 2020. Dentro de las principales causas que determinaron la variación en los ingresos del Grupo antes mencionados se destacan:

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Mayores ingresos bajo contrato provenientes de nuestros contratos de abastecimiento de energía a largo plazo (PPA) por $ 13.248,5 millones, lo que representa un incremento del 161%, debido principalmente a:

Central Térmica El Bracho: En primer lugar, se debe considerar la entrada en operación del Proyecto Cierre de Ciclo de la Central Térmica durante el cuarto trimestre de 2020, con el cual se dio inicio al PPA bajo Res. N° 287/2017, contando de esta forma con nuevos ingresos por potencia y energía. Además, el incremento de los volúmenes de generación fue del 2.483%, gracias a la entrada en operación de la TV, la cual incrementó la eficiencia de la planta favoreciendo su despacho. En contrapartida, la potencia disponible de la TG fue menor ya que las mayores horas de operación reflejaron una mayor limitación en potencia según las temperaturas que se dieron en sitio versus su condición stand-by.
Parques eólicos Los Teros I y II: Los Teros I entró en operación hacia finales del tercer trimestre de 2020 con factor promedio de capacidad de 55,5%. Asimismo, entre mediados de mayo y principios de junio de 2021 comenzó la operación de Los Teros II.
Parque eólico Manantiales Behr: se vio una caída en la generación por mayores restricciones de despacho en la red de transmisión a la cual se encuentra vinculado el parque como consecuencia del nuevo ingreso de generación en el área.
Loma Campana I: tanto la disponibilidad comercial como la generación disminuyeron durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 por 57,2% y 56,8%, respectivamente debido a una falla registrada en el supercore e IPT que mantuvo a la máquina fuera de servicio desde el 21 de enero de 2021 hasta mediados de mayo de 2021. El 15 de julio de 2021 y hasta la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios la unidad salió nuevamente de servicio de forma intempestiva.
Loma Campana II: tanto la energía como la potencia resultaron menores en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 con respecto al mismo período de 2020 debido a falla en el supercore que dejó fuera de operación a la máquina desde diciembre de 2020, entrando nuevamente en servicio el 24 de enero de 2021. Adicionalmente, condiciones de mercado de costo y cupo de gas limitaron su despacho.
Loma Campana Este: La energía vendida se incrementó 14,4%, principalmente como consecuencia de una mayor demanda de YPF S.A. En contrapartida, la potencia contratada disminuyó con respecto al mismo período del año anterior.
La Plata Cogeneración II entró en operación comercial el 27 de octubre de 2020.

Los factores operativos indicados han sido acompañados por un incremento de los precios expresados en pesos debido a la devaluación del 38% registrada entre períodos, impactando en los precios nominados en dólares.

Mayores ingresos de Energía Base por $ 1.377,8 millones, lo que representa un incremento de 27,1%.

En este sentido, el Complejo de Generación Tucumán experimentó una caída en la generación y la disponibilidad comparado con el mismo período del año anterior principalmente por el Mantenimiento Mayor realizado en la planta de San Miguel de Tucumán, quedando fuera de servicio la turbina de vapor desde el 27 de marzo de 2021 hasta el 5 de julio de 2021 y hasta el 10 de julio de 2021 la TG01. Además, hubo un menor requerimiento del sistema que afectó el despacho del Complejo.

En relación con La Plata Cogeneración, tanto la energía, como la disponibilidad fueron menores en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 con respecto al mismo período de 2020. La afectación en agua de alimentación para producir vapor terminó impactando tanto en la energía, como en la disponibilidad y en la producción de vapor, teniendo en cuenta que se priorizó el abastecimiento en La Plata Cogeneración II para concluir los ensayos pendientes.

En contrapartida a la caída en los volúmenes de generación y disponibilidad, tal como se ha mencionado anteriormente, la Resolución N° 440/2021 de la Secretaría de Energía adecuó la remuneración establecida en la Resolución N° 31/2020 en aproximadamente un 29% con vigencia a partir de las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2021.

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Asimismo, durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 se registró un aumento de $ 1.186,8 millones por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción comparado con el mismo período de 2020, principalmente por el comienzo de las operaciones de La Plata Cogeneración II y el incremento del precio de gas en virtud del Plan Gas.

Mayores ingresos por ventas de vapor por $ 1.776,6 millones, lo que representa un incremento del 180%, provenientes de la Central La Plata Cogeneración I y II (esta última no estaba en operaciones en el mismo período de 2020) y por mayores precios de venta expresados en pesos argentinos por la devaluación del período. Como se mencionó previamente, la afectación en agua de alimentación para producir vapor terminó impactando en la producción de vapor, teniendo en cuenta que se priorizó el abastecimiento en La Plata Cogeneración II para concluir los ensayos pendientes.

Los costos de producción correspondiente al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 ascendieron a $ 14.372,2 millones, un 112,7% superior a los $ 6.757,1 millones correspondientes al mismo período del año 2020, motivado principalmente por:

Incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipo en $ 3.273,3 millones debido fundamentalmente a la entrada en operación desde el tercer trimestre 2020 de los Parques Eólicos Los Teros I y II, la nueva planta de Cogeneración en La Plata, la turbina de vapor de El Bracho y la Central Térmica Manantiales Behr, con el consecuente inicio de la depreciación de los proyectos. Asimismo, ha influido la apreciación de los activos teniendo en cuenta su valuación en dólares históricos según la moneda funcional de la Sociedad.
Incremento en las compras de combustible, gas, energía y otros por $ 2.885,0 millones, por el comienzo de las operaciones de La Plata Cogeneración II y al incremento del precio del gas en virtud del Plan Gas.
Incremento de sueldos y cargas sociales y de otros gastos de personal por $ 329 millones principalmente por los incrementos salariales otorgados.
Incremento en los costos de conservación, reparación y mantenimiento y en contrataciones de obras y otros por $ 287,3 millones, por el incremento general de precios de la economía, así como también a los nuevos activos en operación, principalmente el parque Eólico Los Teros.
Incremento en los seguros por $ 287,5 millones, motivado principalmente por los nuevos activos en operación.

Los gastos de administración y comercialización correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 ascendieron a $ 2.081,2 millones, con un incremento del 39,5% comparado con los $ 1.491,5 millones registrados en el mismo período de 2020, debido a mayores gastos de personal.

Los otros resultados operativos, netos corresponden principalmente a los intereses comerciales con CAMMESA, recupero de siniestros y, en menor medida, a la provisión por obsolescencia de materiales. La Gerencia considera que la 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 $ 468.786 millones, a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente período. Asimismo, con fecha 31 de marzo de 2021 la subsidiaria Y-GEN II y Allianz Argentina Cía. de Seguros S.A. (“Allianz”) arribaron a un acuerdo conciliatorio mediante el cual ésta última el 15 de abril de 2021 abonó una indemnización única, total y definitiva por la demora en el inicio comercial del cierre de ciclo del El Bracho (demora en COD) provocado por el hundimiento del barco que transportaba equipamiento necesario para dicho proyecto. Cabe destacar además que dicha subsidiaria no presentó a Allianz reclamo alguno por el daño físico a la carga del buque.

El resultado operativo correspondiente al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fue de $ 16.095,6 millones debido a los factores descriptos anteriormente, un 134% superior en comparación con el resultado operativo de $ 6.873,2 millones correspondiente al mismo período del año 2020.

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Los resultados por participación en sociedades correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fueron una pérdida de $ 260,2 millones, con una disminución del 228% en comparación al mismo período del año anterior, debido a los menores resultados reportados por nuestra sociedad relacionada Inversora Dock Sud. La variación se debe principalmente a que CDS registró durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 una significativa pérdida en la línea “Resultados financieros” debido principalmente al efecto de ajuste por inflación contable. Cabe destacar igualmente la mayor energía generada y disponibilidad con respecto al mismo período del año anterior dado que durante 2020 se realizó un mantenimiento en el ciclo combinado, el cual fue seguido de una falla en la TG 09, quedando la unidad fuera de servicio hasta el 16 de julio de 2020. En el mismo sentido, ha tenido un impacto favorable el incremento del 29% otorgado para las transacciones desde el mes de febrero de 2021.

Los resultados financieros, netos correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fueron una pérdida de $ 5.011,5 millones, en comparación con la pérdida de $ 629,3 millones correspondientes al mismo período de 2020. Explica esta variación principalmente la ganancia de $ 3.448,9 millones al 30 de septiembre de 2020 en otros ingresos financieros por las operaciones con inversiones en títulos valores realizadas ($ 357,2 millones al 30 de septiembre de 2021) y, a pesar del menor costo de endeudamiento promedio del Grupo, se ha evidenciado una mayor pérdida por intereses netos por $ 2.592,0 millones debido principalmente a que con motivo de la habilitación comercial de los proyectos ha finalizado la capitalización de intereses financieros de acuerdo a lo requerido por las normas internacionales de información financiera.

El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al presente período fue negativo en $ 9.660,8 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 2.448,0 millones correspondiente a 2020. La variación se debe principalmente al incremento de alícuota en el impuesto a las ganancias establecido por la Ley N° 27.630 promulgada en el mes de junio de 2021 y con efecto para los ejercicios fiscales iniciados a partir del 1° de enero de 2021 inclusive, a un mayor efecto de la valuación de activos no monetarios en su moneda funcional como consecuencia de las pautas de inflación y devaluación proyectadas a fin del ejercicio y al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios.

Resultado neto:

El resultado neto correspondiente al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fue una ganancia de $ 1.163,2 millones debido a los factores descriptos anteriormente, en comparación con la ganancia de $ 3.999,9 millones generada en el mismo período del año anterior.

Resultado integral:

Los otros resultados integrales correspondientes al presente período fueron positivos en $ 13.299,9 millones, en comparación con los $ 12.684,1 millones positivos registrados por este concepto durante 2020. 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 en menor medida 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 período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fue una ganancia de $ 14.463,1 millones, en comparación con la ganancia de $ 16.683,4 millones durante el mismo período de 2020.

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Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, la generación de flujos de fondos operativos alcanzó los $ 20.145,5 millones, un 109,2% superior a la del período anterior. Este incremento de $ 10.517,1 millones tuvo lugar principalmente por el aumento del resultado operativo (sin considerar depreciaciones y amortizaciones) de $ 12.582,4 millones y por la erosión del capital de trabajo de $ 2,065.3 millones.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de $ 7.623,4 millones durante el presente período, un 21,1% menor al año mismo período del año anterior, con un nivel de inversiones en activos fijos que totalizaron $ 11.277,4 millones (incluyendo los anticipos a proveedores) lo que representa un menor nivel de inversiones con respecto al mismo período del año anterior debido a la finalización de proyectos desde el tercer trimestre de 2020 como se ha detallado previamente. Asimismo, durante el presente período los ingresos netos por operaciones con títulos valores ascendieron a $ 357,2 millones ($ 3,448,9 millones durante el período anterior).

A su vez, el flujo de efectivo aplicado a las actividades de financiación alcanzó un total de $ 20.980 millones, lo que representa un incremento del 329,8%, en relación a la aplicación de fondos del período 2020. Esta variación se debe principalmente a una mayor cancelación de préstamos por $ 44.261,2 millones, compensada por un incremento en los préstamos obtenidos por $ 29.981,5 millones y un mayor pago de intereses y otros costos financieros por $ 1.709,3 millones por un mayor nivel de endeudamiento.

Adicionalmente en este período, debido a la revaluación de los saldos de efectivo y equivalentes de efectivo nominados en dólares, y producto de la devaluación registrada del 17,4%, dichos saldos se incrementaron en $ 1.979,6 millones.

La aplicación de recursos previamente explicada deviene en una posición de efectivo y equivalentes de efectivo de $ 7.818,3 millones al 30 de septiembre de 2021. Asimismo, los préstamos del Grupo alcanzaron los $ 87.358,8 millones, siendo exigible en el corto plazo solo un 33% del total.

1.3.2. TERCER TRIMESTRE 2021 VS. TERCER TRIMESTRE 2020

A nivel operativo, durante el tercer trimestre de 2021 la generación de energía producida por el Grupo aumentó un 61,3% respecto al mismo período de 2020, alcanzando una generación de 2.616,5 GWh en el trimestre. Asimismo, la potencia disponible de energía del Grupo se incrementó un 22,3% alcanzando en promedio los 1.537,2 MW.

Los ingresos correspondientes al tercer trimestre de 2021 fueron de $ 11.680,9 millones, lo que representa un aumento del 119,5% en comparación con los $ 5.321,7 millones correspondientes al mismo período de 2020. 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 $ 4.898,2 millones, lo que representa un incremento del 156,5%, principalmente por los mismos motivos ya detallados para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 en comparación con el mismo período del año anterior, es decir la entrada en operación del Proyecto de Cierre de Ciclo de El Bracho, inicio de operaciones Los Teros I y II y La Plata Cogeneración II, compensado por la menor generación del Parque Eólico Manantiales Behr por restricciones de despacho en la red y la menor energía y potencia de Loma Campana II por una salida de servicio controlada por alarma en sumidero (indisponibilidad de 90 hs) y a un leve derrateo del IPT Lease que opera en la unidad.

En relación con Loma Campana I, tanto la generación como la potencia fueron inferiores debido a la falla registrada que mantuvo a la máquina fuera de servicio desde el 15 de julio de 2021 hasta el presente.

Mayores ingresos de Energía Base por $ 718,1 millones, lo que representa un incremento de 41,5%.

En este sentido, el Complejo de Generación Tucumán evidenció una disponibilidad un poco mayor a la del mismo trimestre de 2020, pero se registró una generación ligeramente inferior por menor demanda del sistema.

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En contrapartida a la caída en los volúmenes de generación, tal como se ha mencionado anteriormente, la Resolución N° 440/2021 de la Secretaría de Energía adecuó la remuneración establecida en la Resolución N° 31/2020 en aproximadamente un 29% con vigencia a partir de las transacciones económicas desde el mes de febrero de 2021.

Mayores ingresos por venta de vapor por $ 784 millones, o 214,9%, provenientes de la Central La Plata Cogeneración I y II (esta última no estaba en operaciones en el tercer trimestre de 2020) y por mayores precios de venta expresados en pesos argentinos por la devaluación del período.

Los costos de producción correspondientes al tercer trimestre de 2021 ascendieron a $ 5.410,3 millones, un 113% superior a los $ 2.540,3 millones correspondientes al tercer trimestre de 2020. El incremento estuvo motivado principalmente por:

Incremento en la depreciación de propiedades, planta y equipo en $ 1.226,4 millones debido fundamentalmente a la culminación de obras desde el tercer trimestre de 2020 y su correspondiente depreciación.
Incremento en las compras de combustible, gas, energía y otros por $ 1.233,2 millones, por el comienzo de las operaciones de La Plata Cogeneración II y al incremento del precio del gas en virtud del Plan Gas.

Los gastos de administración y comercialización correspondientes al tercer trimestre de 2021 ascendieron a $ 564,1 millones, presentando un incremento del 21,2% comparado con los $ 465,3 millones registrados en el mismo período de 2020, motivado fundamentalmente por mayores gastos de personal por incrementos salariales y a contrataciones de obras y otros servicios.

El resultado operativo correspondiente al tercer trimestre alcanzó $ 6.174,8 millones debido a los factores descriptos anteriormente, un 147% superior en comparación con el resultado operativo de $ 2.503,3 millones correspondiente al tercer trimestre de 2020.

Los resultados por participación en nuestra sociedad vinculada IDS correspondientes al tercer trimestre de 2021 fueron una ganancia de $ 14,6 millones, en comparación con la pérdida de $ 140,2 millones, correspondiente al mismo período de 2020 por los motivos previamente analizados en relación al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021.

Los resultados financieros, netos correspondientes al tercer trimestre de 2021 fueron una pérdida de $ 1,383,3 millones, en comparación con la pérdida de $ 35,5 millones correspondientes al mismo período de 2020. Estas mayores pérdidas se deben a mayores intereses netos por $ 1.120,5 millones debido principalmente a que, si bien el costo financiero por intereses ha venido disminuyendo, con motivo de la habilitación comercial de los proyectos se ha finalizado la capitalización de intereses de acuerdo a lo requerido por las Normas Internacionales de Información Financiera. A lo descripto se suma el hecho que en el tercer trimestre de 2020 se registró una ganancia de $ 1.432,6 millones por las operaciones con inversiones en títulos valores realizadas ($ 357,2 millones en el tercer trimestre de 2021).

El cargo por impuesto a las ganancias correspondiente al tercer trimestre de 2021 fue negativo en $ 5.413,9 millones, en comparación con el cargo negativo de $ 1.008,1 millones correspondiente al mismo período de 2020. La variación se debe principalmente a un mayor efecto de la valuación de activos no monetarios en su moneda funcional como consecuencia de las pautas de inflación y devaluación proyectadas a fin del ejercicio y al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios.

Resultado neto:

El resultado neto correspondiente al tercer trimestre de 2021 fue una pérdida de $ 607,8 millones, en comparación con la ganancia de $ 1.599,9 millones durante el mismo período de 2020.

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Resultado integral:

Los otros resultados integrales correspondientes al tercer trimestre de 2021 fueron positivos en $ 2.856,2 millones, en comparación con el cargo positivo registrado por este concepto durante 2020 de $ 4.664,2 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 en menor medida 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 tercer trimestre de 2021 fue una ganancia de $ 2.248,4 millones, en comparación con la ganancia de $ 6.264,2 millones durante el mismo período de 2020.

Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

Durante el tercer trimestre de 2021, la generación de caja operativa alcanzó los $ 8.229,8 millones, un 117,3% superior a la del mismo período del año anterior. Este incremento de $ 4.441,9 millones tuvo lugar principalmente por el aumento del resultado operativo (sin considerar depreciaciones y amortizaciones) de $ 1.672,6 millones y un incremento del capital de trabajo de $ 2.769,3 millones.

El flujo de efectivo aplicado a las actividades de inversión alcanzó un total de $ 329,4 millones durante el presente período, un 45,3% inferior al mismo período del año anterior, principalmente porque las inversiones en activos fijos totalizaron $ 1.985,4 millones (incluyendo anticipos a proveedores), en comparación con $ 2.035,5 millones en 2020, siendo superiores en un 1,6%, parcialmente compensadas por los ingresos netos provenientes de operaciones con títulos valores por $ 1.075,4.

A su vez, el flujo de efectivo aplicado a las actividades de financiación alcanzó un total de $ 10.001,9 millones, lo que representa una disminución neta de fondos de $ 3.637,7 millones. Esta variación fue generada principalmente por una mayor cancelación de préstamos por $ 21.240,2 millones, compensada por un incremento en los préstamos obtenidos por $ 18.516,0 millones.

Adicionalmente dado 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 $ 426,4 millones.

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2. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL

Estados de Situación Financiera Consolidados al 30 de septiembre de 2021, 2020, 2019 y 2018.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

30/09/2021	30/09/2020	30/09/2019	30/09/2018
Activo no corriente 176.922.020 130.916.837 83.683.951 42.143.795 Activo corriente 26.406.329 26.367.401 31.739.070 14.982.197
TOTAL DEL ACTIVO 203.328.349 157.284.238 115.423.021 57.125.992
Patrimonio Aporte de los propietarios 8.411.982 8.411.982 8.411.982 8.411.982 Reserva, otros resultados integrales y resultados acumulados 76.845.900 53.810.764 32.897.330 16.156.584
TOTAL PATRIMONIO NETO 85.257.882 62.222.746 41.309.312 24.568.566
Pasivo Pasivo no corriente 87.626.941 65.150.603 59.495.837 22.488.470 Pasivo corriente 30.443.526 29.910.889 14.617.872 10.068.956
TOTAL DEL PASIVO 118.070.467 95.061.492 74.113.709 32.557.426
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO NETO 203.328.349 157.284.238 115.423.021 57.125.992

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 – NOVIEMBRE – 2021 DELOITTE & CO. S.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3

DIEGO O. DE VIVO Socio Contador Público U.B.A.

C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 223 - Fº 190

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

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3. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE RESULTADOS

Estados de Resultados Integrales Consolidados por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021, 2020, 2019 y 2018.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

2021	2020	2019	2018
Ingresos por ventas 30.933.416 14.486.093 10.910.107 4.753.256 Costos de producción (14.371.932) (6.757.098) (5.193.735) (1.494.095)
Resultado bruto 16.561.484 7.728.995 5.716.372 3.259.161 Gastos de administración y comercialización (2.081.228) (1.491.576) (990.713) (373.747) Resultado remedición participación preexistente - - - 1.785.033 Otros resultados operativos, netos 1.615.368 635.761 713.726 22.698
Resultado operativo 16.095.624 6.873.180 5.439.885 4.693.145 Resultado por participación en sociedades (260.185) 203.968 286.907 (67.722) Resultados financieros, netos (5.011.466) (629.271) (1.508.464) (624.061)
Resultado neto antes del impuesto a las ganancias correspondiente a operaciones continuadas 10.823.973 6.447.877 4.217.828 4.001.362 Impuesto a las ganancias (9.660.762) (2.447.953) (2.054.631) (2.203.101)
Resultado neto del período por operaciones continuadas 1.163.211 3.999.924 2.163.197 1.798.261
Resultado después del impuesto a las ganancias del período correspondiente a operaciones discontinuadas - - - 13.296
Resultado neto del período 1.163.211 3.999.924 2.163.197 1.811.557
Otros Resultados Integrales del ejercicio - Otros resultados integrales que no se reclasificará a resultados en períodos posteriores 11.245.956 12.975.569 13.699.921 12.856.342 - Otros resultados integrales que se reclasificarán a resultados en períodos posteriores 2.053.912 (291.507) (75.082) 81.854
Otros resultados integrales del período 13.299.868 12.684.062 13.624.839 12.938.196
Resultado integral total del período 14.463.079 16.683.986 15.788.036 14.749.753

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4. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO

Estados de Flujos de Efectivo Consolidados por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021, 2020, 2019 y 2018.

(Cifras expresadas en miles de pesos argentinos)

2021	2020	2019	2018
Flujo neto de Efectivo de las Actividades Operativas 20.145.354 9.628.491 5.830.972 3.123.240 Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Inversión (7.623.456) (9.662.414) (14.058.804) (7.288.947) Flujo neto de Efectivo de las Actividades de Financiación (20.979.962) (4.880.910) 18.289.746 7.239.853
(Disminución) Aumento neto del efectivo (8.458.064) (4.914.833) 10.061.914 3.074.146
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio sobre el efectivo y equivalentes de efectivo 1.979.639 2.635.415 8.117.397 1.186.893 Variación del efectivo y equivalentes de efectivo de activos mantenidos para su disposición - 21.194 (4.908) - Efectivo al inicio del ejercicio 14.296.594 14.700.487 4.701.336 139.082 Efectivo al cierre del período 7.818.169 12.442.263 22.875.739 4.400.121
(Disminución) Aumento neto del efectivo (8.458.064) (4.914.833) 10.061.914 3.074.146

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5. DATOS ESTADÍSTICOS

(no cubierto por el informe de revisión de los auditores independientes)

Energía eléctrica remunerada	Unidad 2021	2020	2019	2018
Central Generación Tucumán Loma Campana I Loma Campana Este La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración I La Plata Cogeneración II La Plata Cogeneración II Parque eólico Manantiales Behr Central Térmica 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 Los Teros II	GWh 2.388,2 3.107,5 2.926,0 4.449,5 GWh 177,1 410,5 494,2 300,5 GWh 35 30,6 32,5 24,9 GWh 594,7 647,2 593,0 659,3 K Tn 1.127,80 1.252,95 1.153,42 1.215,54 GWh 437,5 - - - K Tn 760,37 - - - GWh 380,7 388,8 378,9 49,9 GWh - - - GWh 179,9 412,4 404,3 296,5 GWh 1.520,5 100,1 96 491,7 GWh 1.064,8 - - - GWh 414,7 - - - GWh 88,3 - - -
Total Total	GWh 7.381,2 5.120,7 4.924,9 6.272,3
	K Tn 1.888,17 1.252,95 1.153,42 1.215,54

Factor de carga de energía renovable Unidad 2021 2020	2019	2018
Promedio ponderado de la capacidad instalada de los parques eólicos – Manantiales Behr % 60,1 60,2 61,1 60,8
Promedio ponderado de la capacidad instalada de los parques eólicos – Los Teros % 52,4 - - -

Potencia remunerada Unidad 2021	2020	2019	2018
Central Generación Tucumán MW 322,8 354,8 365,5 363,4 Loma Campana I MW 26,8 62,7 75,4 45,8 Loma Campana Este MW 5,5 10,4 12,0 8,7 La Plata Cogeneración I MW 97,5 107,1 97,2 108,5 La Plata Cogeneración II MW 79,1 - - - Central Térmica Manantiales Behr MW 44,3 - - - Loma Campana II – Y-GEN MW 90,5 104,4 88,9 89,9 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Gas natural) MW 251,1 258,8 256,3 224,3 Central Térmica El Bracho – Y-GEN II (Turbina Vapor) MW 192,5 - - -

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6. ÍNDICES

30/09/2021 30/09/2020 30/09/2019	30/09/2018
Liquidez corriente (Activo Corriente sobre Pasivo Corriente) 0,87 0,88 2,17 1,49 Solvencia (Patrimonio Neto sobre Pasivo Total) 0,72 0,65 0,56 0,75 Inmovilización del Capital (Activo no corriente sobre Activo Total) 0,87 0,83 0,73 0,74

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7. PRINCIPALES LOGROS DEL PERÍODO 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 más de 125 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 últimos años se realizaron inversiones 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 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

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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%.

Durante septiembre y octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial (COD) de 123 MW correspondientes al Parque Eólico Los Teros I el cual se encuentra ubicado en la Provincia de Buenos Aires.

Durante 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 alcanzó 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.

También durante octubre de 2020, CAMMESA otorgó la habilitación comercial de la Central Térmica Cogeneración La Plata hasta una potencia máxima total de 90,2 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 72 MW durante el verano y 80,6 MW durante el invierno.

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 218 MW, equivalente al consumo de 457 mil hogares que, además, tendrá un aporte de vapor de 400 ton/hora.

Con fecha 27 de marzo de 2021, CAMMESA otorgó la habilitación comercial (COD) de 35,1 MW correspondientes a 3 de los 5 motores del Proyecto de Motores Manantiales Behr, ubicados junto al Parque Eólico Manantiales Behr en la Provincia de Chubut, Argentina. Asimismo, la habilitación comercial de los restantes motores para alcanzar una potencia total de 58 MW se obtuvo el 6 de abril de 2021. La nueva central térmica complementa la energía generada por el parque eólico Manantiales Behr y permitió así establecer nuestro primer sistema híbrido de generación (térmica y eólica).

Por último, entre el 21 de mayo y el 3 de junio de 2021 CAMMESA otorgó en etapas la habilitación comercial del Parque Eólico Los Teros II. Esta segunda etapa del proyecto suma 52 MW de potencia instalada al parque eólico de Azul que alcanza ahora los 175 MW totales y comenzó a operar al 100%.

Con una inversión de US$ 235 millones, 45 aerogeneradores, y un factor de capacidad de 55%, el Parque Eólico Los Teros tiene la capacidad de producir 838 GWh de energía por año y evitar la emisión de más de 400 mil toneladas de dióxido de carbono.

Con todo ello, el Grupo alcanzó una capacidad de generación neta de 2.360 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.

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En ese sentido, la Sociedad continuó realizando inversiones destinadas principalmente a la construcción de un proyecto que aportará una capacidad adicional de 122 MW. Este proyecto es:

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 cuarto 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. 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:

Mantener una disciplina financiera.
Realizar una estricta alocación del capital en proyectos de inversión que superen la rentabilidad objetivo.
Lograr un flujo de caja positivo sostenido.
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). En relación con el tramo local de las emisiones realizadas en 2019 y en cumplimiento con lo dispuesto en el punto 1 de la Comunicación “A” 7230 del BCRA, con fecha 9 de abril de 2021 la Sociedad logró refinanciar el 60% de su vencimiento requerido por las normas vigentes, aceptando todas las ofertas de la Opción Par por aproximadamente US$ 45,3 millones, que consistía en el canje del 100% de las ON Clase I por las ON Clase VI, y el 83,16% de las nuevas ofertas en efectivo recibidas por aproximadamente US$ 14,7 millones. El alto grado de participación, la significativa oferta por la Opción Par y el nuevo dinero en efectivo ofrecido demuestra la confianza de los inversores en el desempeño de la Sociedad y sus perspectivas a futuro. Como muestra de dicha confianza, en la emisión del mes de agosto de 2021 (detallada en la Nota 17 a los estados financieros intermedios condensados consolidados), el valor nominal de las órdenes recibidas ascendió a US$ 121,3 millones, de los cuales solo se tomaron aproximadamente el 53%. Estamos muy orgullosos con los resultados de nuestras primeras

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emisiones, tanto locales como internacional, porque somos una empresa joven 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.

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.

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.

Durante el mes de abril de 2021, frente a la continuidad de la pandemia y en un contexto de aumento sostenido de casos, el Gobierno Nacional estableció un conjunto de medidas generales de prevención para el área del AMBA que consisten, entre otras, en la suspensión de las clases presenciales y las actividades educativas no escolares presenciales, la restricción de circular para las personas entre ciertos horarios, suspensión de actividades deportivas, recreativas, sociales, culturales y religiosas en lugares cerrados, restricción horaria para el funcionamiento de locales comerciales, entre otras. A su vez, el decreto facultó a los Gobernadores y al Jefe de Gobierno de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires para establecer medidas adicionales a las previstas, en forma temporaria, proporcional y razonable, siendo responsables del dictado de dichas restricciones en virtud de la evaluación sanitaria de los departamentos o partidos de la jurisdicción a su cargo.

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.

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personas con la mitad del aforo y protocolo específico. Asimismo, desde el 24 de septiembre se eliminó el aislamiento para los argentinos, residentes y extranjeros que vuelven del exterior por trabajo. En el mismo sentido, desde el 1 de octubre se elimina la cuarentena por cualquier motivo para los extranjeros de países limítrofes y desde el 1 de noviembre para los extranjeros del resto de los países. En todos los casos de viajes provenientes del exterior deben cumplirse determinadas condiciones relacionadas con esquema de vacunación y tests de PCR y antígenos.

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 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:

CUIDAR A NUESTRA GENTE: Priorizar la salud y la seguridad en todo momento y todo lugar, proteger las fuentes de trabajo.
CUIDAR LOS INGRESOS Y COSTOS: Minimizar los costos y trabajar cerca de los clientes.
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.

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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

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 www.deloitte.com/ar

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INFORME DE REVISIÓN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS CONDENSADOS DE PERÍODOS INTERMEDIOS

Señores Accionistas, Presidente y Directores de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA CUIT N°: 30-71412830-9 Domicilio legal: Macacha Güemes 515, Piso 3 Ciudad Autónoma de Buenos Aires

Informe sobre los estados financieros intermedios condensados consolidados

1. Identificación de los estados financieros intermedios condensados consolidados objeto de la revisión

Hemos revisado los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA (la Sociedad), que comprenden el estado de situación financiera intermedio condensado consolidado al 30 de septiembre de 2021, el estado de resultados integrales intermedio condensado consolidado por los períodos de nueve y tres meses finalizados en esa fecha, el estado de cambios en el patrimonio intermedio condensado consolidado y el estado de flujos de efectivo intermedio condensado consolidado por el período de nueve meses finalizados en dicha fecha, así como la información explicativa seleccionada incluida en las notas 1 a 32.

Las cifras y otra información correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2020 y al período de nueve y tres meses finalizado el 30 de septiembre de 2020, son parte integrante de los estados financieros intermedios condensados consolidados mencionados precedentemente y se las presenta con el propósito de que se interpreten exclusivamente en relación con las cifras y otra información del período intermedio actual.

2. Responsabilidad del Directorio en relación con los estados financieros intermedios condensados consolidados

El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros intermedios condensados consolidados de acuerdo con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) y, por lo tanto, es responsable de la preparación y presentación de los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos, de acuerdo con la Norma Internacional de Contabilidad 34, “ Información financiera intermedia ” (NIC 34).

3. Responsabilidad de los auditores

Nuestra responsabilidad consiste en expresar una conclusión sobre los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos basada en nuestra revisión. Hemos llevado a cabo nuestra revisión de conformidad con la Norma Internacional de Encargos de Revisión (NIER) 2410 “Revisión de información financiera intermedia realizada por el auditor independiente de la entidad ”.

Una revisión de estados financieros intermedios consiste en hacer indagaciones, principalmente ante las personas responsables de los asuntos financieros y contables, así como en aplicar procedimientos analíticos y otros procedimientos de revisión. Una revisión tiene un alcance significativamente menor que el de una auditoría realizada de conformidad con las Normas Internacionales de Auditoría (NIA) y, en consecuencia, no nos permite obtener una seguridad de que hayan llegado a nuestro conocimiento todas las cuestiones significativas que pudieran haberse identificado en una auditoría. En consecuencia, no expresamos una opinión de auditoría.

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

4. Conclusión

Sobre la base de nuestra revisión, estamos en condiciones de manifestar que no ha llegado a nuestro conocimiento ninguna cuestión que nos lleve a pensar que los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A. correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, no están preparados, en todos sus aspectos significativos, de acuerdo con la NIC 34.

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

a) Los estados financieros intermedios condensados 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 CNV.
b) Los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos de la Sociedad surgen de los registros contables de la Sociedad que, en sus aspectos formales, han sido llevados de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
c) Los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos, se encuentran transcriptos en el libro Inventarios y balances de la Sociedad.
d) Como parte de nuestro trabajo, cuyo alcance se describe en la sección " Responsabilidad de los auditores " de este informe, hemos revisado la Reseña Informativa requerida por las normas de la CNV preparada por el Directorio y la Gerencia de la Sociedad controladora, y sobre la cual, en lo que es materia de nuestra competencia, no tenemos observaciones que formular.
e) Según surge de los registros contables de la Sociedad mencionados en el apartado b) de esta sección, el pasivo devengado al 30 de septiembre de 2021 a favor del Sistema Integrado Previsional Argentino en concepto de aportes y contribuciones previsionales ascendía a $27.728.311 y no era exigible a esa fecha.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 8 de noviembre de 2021.

Deloitte & Co. S.A.

(Registro de Sociedades Comerciales C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 1 - Fº 3)

Diego O. De Vivo Socio Contador Público U.B.A. C.P.C.E.C.A.B.A. Tº 223 - F° 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 INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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CONTENIDO

CONTENIDO	CONTENIDO
GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................................................................................... 1
INFORMACIÓN LEGAL .............................................................................................................................................................. 3
ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA ............................................................ 4
ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE RESULTADOS INTEGRALES......................................................... 5
ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO ................................................... 6
ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO ................................................................... 8
1.	INFORMACIÓN GENERAL Y ACTIVIDAD PRINCIPAL DE LA SOCIEDAD ............................................................................ 9
2.	BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS............... 10
3.	ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES ................................................................................................................... 14
4.	ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES ............................................................................................................................. 15
5.	ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO .............................................................................................................. 15
6.	INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA........................................................................................................ 15
7.	INFORMACIÓN CUANTITATIVA Y CUALITATIVA SOBRE VALORES RAZONABLES ......................................................... 17
8.	PROPIEDADES, PLANTA Y EQUIPO ............................................................................................................................. 19
9.	ACTIVOS INTANGIBLES .............................................................................................................................................. 20
10.	ACTIVOS POR DERECHO DE USO ................................................................................................................................ 21
11.	INVERSIONES EN NEGOCIOS CONJUNTOS .................................................................................................................. 21
12.	OTROS CRÉDITOS ...................................................................................................................................................... 23
13.	CRÉDITOS POR VENTAS ............................................................................................................................................. 24
14.	EFECTIVO Y EQUIVALENTES DE EFECTIVO .................................................................................................................. 24
15.	IMPUESTO A LAS GANANCIAS ................................................................................................................................... 24
16.	PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS ............................................................................................................................. 26
17.	PRÉSTAMOS .............................................................................................................................................................. 27
18.	CUENTAS POR PAGAR................................................................................................................................................ 29
19.	INGRESOS POR VENTAS ............................................................................................................................................. 29
20.	GASTOS POR NATURALEZA ........................................................................................................................................ 30
21.	OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS ................................................................................................................ 31
22.	RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS ........................................................................................................................... 31
23.	PATRIMONIO ............................................................................................................................................................ 31
24.	RESULTADO NETO POR ACCIÓN ................................................................................................................................. 32
25.	RESTRICCIONES SOBRE LA DISTRIBUCIÓN DE GANANCIAS ......................................................................................... 32
26.	ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDAS DISTINTAS AL PESO ARGENTINO ......................................................................... 33
27.	PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS ............................................................. 33
28.	PASIVOS CONTINGENTES ........................................................................................................................................... 34
29.	MARCO REGULATORIO .............................................................................................................................................. 37
30.	INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS ......................................................................................................... 41
31.	IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19 ........................................................................................ 43
32.	HECHOS POSTERIORES .............................................................................................................................................. 45

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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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 Mayorista 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. Energía Base Generación de energía eléctrica bajo Res. SEE 440/2021 y anteriores 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 Negocio Conjunto Inversora Dock Sud S.A. IGJ Inspección General de Justicia 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 SE Secretaria de Energía SEE Secretaria de Energía Eléctrica SGE Secretaría de Gobierno de Energía

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 Mayorista 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.
Energía Base
Generación de energía eléctrica bajo Res. SEE 440/2021 y anteriores
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
Negocio Conjunto Inversora Dock Sud S.A.
IGJ
Inspección General de Justicia
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
SE
Secretaria de Energía
SEE
Secretaria de Energía Eléctrica
SGE
Secretaría de Gobierno de Energía

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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Término	Definición
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. Y-GEN II Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica II S.A.U. Y-GEN III Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica III S.R.L.(en liquidación). Y-GEN IV Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica IV S.R.L.(en liquidación) 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.

Término

Definición

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.
Y-GEN II
Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica II S.A.U.
Y-GEN III
Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica III S.R.L.(en liquidación).
Y-GEN IV
Sociedad subsidiaria Y-GEN Eléctrica IV S.R.L.(en liquidación)
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.

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Macacha Güemes 515, Piso 3 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires, Argentina

Ejercicio económico

N° 9 iniciado el 1° de enero de 2021

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 8 - NOVIEMBRE - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 - NOVIEMBRE - 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

- 4 -

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE SITUACIÓN FINANCIERA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2020

(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

Notas 30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	Notas 30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020
ACTIVO Activo no corriente Propiedades, planta y equipo 8 165.665.008 137.105.039 Activos intangibles 9 492.498 440.000 Activos por derecho de uso 10 1.641.073 1.334.330 Inversiones en negocios conjuntos 11 7.149.729 5.410.422 Otros créditos 12 848.878 3.536.959 Activos por impuesto diferido, netos 15 1.124.834 557.598
Total del activo no corriente	176.922.020 148.384.348
Activo corriente Otros créditos 12 4.111.023 3.539.253 Créditos por ventas 13 13.568.903 9.082.345 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido 14 908.234 3.741.094 Efectivo y equivalentes de efectivo 14 7.818.169 14.296.594
Total del activo corriente 26.406.329 30.659.286
TOTAL DEL ACTIVO	203.328.349 179.043.634
PATRIMONIO Aportes de los propietarios 8.411.982 8.411.982 Reservas, otros resultados integrales y resultados acumulados 76.845.900 62.382.821
TOTAL DEL PATRIMONIO	85.257.882 70.794.803
PASIVO Pasivo no corriente Provisiones 197.933 132.636 Pasivos por impuesto diferido, netos 15 17.361.170 10.333.778 Pasivos por arrendamientos 16 1.025.249 862.149 Préstamos 17 69.042.589 58.855.627 Otros pasivos financieros 7 - 5.962
Total del pasivo no corriente 87.626.941 70.190.152
Pasivo corriente Cargas fiscales 74.974 132.628 Impuesto a las ganancias a pagar 3.372.419 466.866 Remuneraciones y cargas sociales 643.158 458.161 Pasivos por arrendamientos 16 270.944 227.930 Préstamos 17 18.316.179 29.030.649 Otros pasivos financieros 7 21.098 75.843 Cuentas por pagar 18 7.744.754 7.666.602
Total del pasivo corriente 30.443.526 38.058.679
TOTAL DEL PASIVO 118.070.467 108.248.831
TOTAL DEL PASIVO Y PATRIMONIO	203.328.349 179.043.634

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

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 - NOVIEMBRE - 2021

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 - NOVIEMBRE - 2021 DELOITTE & CO. S.A.

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SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

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Presidente

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ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE RESULTADOS INTEGRALES POR LOS PERÍODOS DE NUEVE Y TRES MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y 2020

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

		Por los períodos de nueve	Por los períodos de nueve	Por los períodos de tres meses	Por los períodos de tres meses
		meses finalizados el 30 de		finalizados el	30 de septiembre
		septiembre de			de
	Notas	2021	2020	2021	2020
Ingresos	19	30.933.416	14.486.093	11.681.017	5.321.732
Costos de producción	20	(14.371.932)	(6.757.098)	(5.410.281)	(2.540.231)
Resultado bruto		16.561.484	7.728.995	6.270.736	2.781.501
Gastos de administración y comercialización	20	(2.081.228)	(1.491.576)	(564.106)	(465.328)
Otros resultados operativos, netos(2)	21	1.615.368	635.761	468.149	187.133
Resultado operativo		16.095.624	6.873.180	6.174.779	2.503.306
Resultado por participación en sociedades	11	(260.185)	203.968	14.633	140.194
Resultados financieros, netos
- Ingresos financieros	22	4.779.574	6.254.475	1.584.273	2.330.513
- Costos financieros	22	(9.791.040)	(6.883.746)	(2.967.551)	(2.365.976)
Resultados financieros, netos(2)		(5.011.466)	(629.271)	(1.383.278)	(35.463)
Resultado neto antes de impuesto a las ganancias		10.823.973	6.447.877	4.806.134	2.608.037
Impuesto a las ganancias	15	(9.660.762)	(2.447.953)	(5.413.929)	(1.008.120)
Resultado neto del período		1.163.211	3.999.924	(607.795)	1.599.917
Otros resultados integrales
Conceptos que no pueden ser reclasificados posteriormente a
resultados:
Diferencia de conversión de activos mantenidos para su disposición		-	149.205	-	-
Diferencia de conversión		12.185.092	12.826.364	2.384.085	4.752.603
Conceptos que pueden ser reclasificados posteriormente a resultados:
Resultados por posición monetaria neta de los negocios conjuntos		1.999.492	773.499	624.430	245.597
Diferencia de conversión de los negocios conjuntos		(939.136)	(1.015.832)	(165.726)	(353.729)
Cambios en el valor razonable de instrumentos derivados, netos del
efecto impositivo(1)		54.420	(49.174)	13.443	19.766
Otros resultados integrales del período		13.299.868	12.684.062	2.856.232	4.664.237
Resultado integral del período		14.463.079	16.683.986	2.248.437	6.264.154

Resultado del período atribuible a los propietarios de la Sociedad		1.163.211	3.999.924	(607.795)	1.599.917

Resultado integral del período atribuible a los propietarios de la
Sociedad		14.463.079	16.683.986	2.248.437	6.264.154
Ganancia por acción
Básico y diluido (ARS)	24	0,310	1,067	(0,162)	0,427

(1) Neto del impuesto a las ganancias relacionado por los períodos de nueve y tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 por (13.721) y (6.037), respectivamente, y el 30 de septiembre de 2020 por 20.688 y (4.525), respectivamente.

(2) Ver Nota 2.2.

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

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 - NOVIEMBRE - 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 8 - NOVIEMBRE - 2021

SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA

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

Presidente

- 6 -

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

==> picture [80 x 22] intentionally omitted <==

ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y 2020 (Importes expresados en miles de pesos argentinos)

Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021
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 2021 3.747.070 4.604.483 60.429 489.355 11.532 9.095.741 46.875.545 5.910.648 70.794.803 Disposiciones de la Asamblea General Ordinaria de Accionistas del 28 de abril de 2021: - Apropiación a reserva legal - - - 260.059 - - - (260.059) - - Apropiación a reserva para futuras inversiones - - - - - 5.650.589 - (5.650.589) - Otros resultados integrales del período - - - - - - 13.299.868 - 13.299.868 Resultado neto del período - - - - - - - 1.163.211 1.163.211
Al 30 de septiembre de 2021 3.747.070 4.604.483 60.429 749.414 11.532				14.746.330 60.175.413 1.163.211 85.257.882

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

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

Firmado a los efectos de su identificación con nuestro informe de fecha 8 - NOVIEMBRE - 2021

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ESTADOS DE CAMBIOS EN EL PATRIMONIO CONSOLIDADOS POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y 2020 (Continuación)

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(Importes expresados en miles de pesos argentinos)

Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por elperíodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre 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 período - - - - - - 12.684.062 - 12.684.062 Resultado neto del período - - - - - - - 3.999.924 3.999.924
Al 30 de septiembre de 2020 3.747.070 4.604.483 60.429 489.355 11.532				9.095.741 40.214.212 3.999.924 62.222.746

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

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

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ESTADOS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS DE FLUJO DE EFECTIVO POR LOS PERÍODOS DE NUEVE MESES FINALIZADOS EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y 2020

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

	Por los períodos de nueve meses	Por los períodos de nueve meses
	finalizados el 30 de septiembre de
	2021	2020
ACTIVIDADES OPERATIVAS
Resultado neto del período	1.163.211	3.999.924
Ajustes para conciliar el resultado neto con los fondos generados por las operaciones:
Resultados por participación en sociedades	260.185	(203.968)
Depreciación de propiedades, planta y equipo	6.269.773	2.991.300
Depreciación de activos por derecho de uso	116.094	57.331
Amortización de activos intangibles	22.591	-
Baja de propiedades, planta y equipo	497.992	115.674
Resultados financieros, netos	5.011.466	629.271
Movimiento de provisiones del pasivo	12.903	24.439
Cargo por impuesto a las ganancias	9.660.762	2.559.380
Cargo por impuesto a las ganancias relacionado con activos mantenidos para su disposición	-	(111.427)
Desvalorización de materiales y repuestos	69.641	-
Cobro de dividendos	-	374.849
Cambios en activos y pasivos operativos:
Créditos por ventas	(3.923.174)	480.183
Otros créditos	(529.928)	(548.894)
Cuentas por pagar	1.589.310	(1.285.304)
Remuneraciones y cargas sociales	184.997	101.810
Cargas fiscales	(244.400)	282.027
Activos y pasivos mantenidos para su disposición	-	(229.232)
Pago de impuesto a las ganancias	(766.042)	-
Intereses cobrados	749.973	391.128
Flujo neto de efectivo de las actividades operativas	20.145.354	9.628.491
ACTIVIDADES DE INVERSIÓN
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo	(11.269.833)	(9.352.724)
Adquisiciones de propiedades, planta y equipo relacionados con activos mantenidos para su disposición	-	(1.478.081)
Pago de anticipos de propiedades, planta y equipo	(7.603)	(2.081.511)
Pago de anticipos de propiedades, planta y equipo relacionados con activos mantenidos para su
disposición	-	(34.400)
Adquisición de activos financieros	(471.969)	(7.481.898)
Liquidaciones de activos financieros	829.150	10.930.818
Efectivoyequivalentes de efectivo restringidos	3.296.799	(164.618)
Flujo neto de efectivo de las actividades de inversión	(7.623.456)	(9.662.414)
ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓN
Préstamos obtenidos	39.541.924	5.874.918
Préstamos obtenidos relacionados con activos mantenidos para su disposición	-	3.685.453
Cancelación de préstamos	(53.563.301)	(9.302.110)
Pago de pasivos por arrendamientos	(191.264)	(81.123)
Pago de interesesyotros costos financieros	(6.767.321)	(5.058.048)
Flujo neto efectivo de las actividades de financiación	(20.979.962)	(4.880.910)
Disminución neta del efectivo	(8.458.064)	(4.914.833)
Efecto de las variaciones de los tipos de cambio y resultados financieros sobre el efectivo y equivalentes
de efectivo	1.979.639	2.635.415
Efectivo y equivalentes de efectivo de activos mantenidos para su disposición	-	21.194
Efectivoyequivalentes de efectivo al inicio del ejercicio(Nota 14)	14.296.594	14.700.487
Efectivoy equivalentes de efectivo al cierre delperíodo(Nota 14)	7.818.169	12.442.263

Transacciones que no implicaron movimientos en efectivo y equivalentes de efectivo	2021	2020
Adquisiciones de propiedades, planta y equipos pendientes de cancelación al cierre del período	1.861.427	3.255.628
Transferencias de anticipos por compra de propiedades, planta y equipo	2.997.689	1.051.172
Activación de intereses	444.061	1.413.890
Canje de Obligaciones Negociables	6.615.069	-

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

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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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

Información general

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 Macacha Güemes 515, Piso 3, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

La actividad principal de la Sociedad y de las sociedades que componen el Grupo económico consiste en la generación y comercialización de energía eléctrica a través de los siguientes activos:

Central Eléctrica	Ubicación (Provincia)	Capacidad Instalada (MW)	Marco Regulatorio	Tecnología
Central Térmica Tucumán(1)	Tucumán	447	Energía Base	Ciclo Combinado
San Miguel de Tucumán(1)	Tucumán	382	Energía Base	Ciclo Combinado
El Bracho TG(1)	Tucumán	274	PPA con CAMMESA(5)	Ciclo Abierto
El Bracho TV(1)	Tucumán	199	PPA con CAMMESA	Turbina de Vapor
Loma Campana I	Neuquén	105	PPA con YPF(6)	Ciclo Abierto
Loma Campana II	Neuquén	107	PPA con CAMMESA(5)	Ciclo Abierto
Loma Campana Este(2)	Neuquén	17	PPA con YPF	Moto Generadores
La Plata Cogeneración I	Buenos Aires	128	Energía Base(3)	Cogeneración
La Plata Cogeneración II	Buenos Aires	90	CAMMESA – YPF(3)	Cogeneración
Central Dock Sud(4)	Buenos Aires	279	Energía Base	Ciclo Combinado/ Ciclo Abierto
Parque Eólico Manantiales Behr	Chubut	99	PPA con YPF y otros grandes usuarios(7)	Eólica
Parque Eólico Los Teros I	Buenos Aires	123	MATER	Eólica
Parque Eólico Los Teros II(8)	Buenos Aires	52	MATER	Eólica
Central Térmica Manantiales Behr	Chubut	58	PPA con YPF	Moto Generadores
Total		2.360

(1) Parte del “Complejo Tucumán”.

(2) No conectada al SADI.

(3) Se encuentra contractualizada la venta de vapor con YPF.

(4) Representa nuestra participación indirecta del 30% en Central Dock Sud a través de Inversora Dock Sud S.A., que posee un Ciclo Combinado con una capacidad instalada de 797,5 MW y dos turbinas de Ciclo Abierto de una capacidad instalada de 36 MW cada una, además de una participación de 1,4% en Termoeléctrica San Martín y 1,3% en Termoeléctrica Manuel Belgrano.

(5) Resolución N° 21/2016.

(6) Autogenerador distribuido.

(7) La generación de este parque eólico está contractualizada bajo 10 contratos de PPA con la industria privada. Los plazos de dichos contratos tienen una duración de hasta 21 años.

(8) Entre los meses de mayo y y principios de junio CAMMESA otorgó el COD en etapas, hasta lograr la habilitación completa del parque.

La capacidad de generación del Grupo a la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados consolidados representa aproximadamente el 5,5% de la capacidad instalada total, incluyendo la participación en la Central Dock Sud, y el 7,7% sobre la energía demandada en la Argentina, según información publicada por CAMMESA.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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

Adicionalmente, se cuenta con el siguiente proyecto en construcción:

Central Eléctrica	Ubicación (Provincia)	Capacidad Instalada (MW)	Compradores	Tecnología
Parque Eólico Cañadón León	Santa Cruz	122	CAMMESA / MATER (YPF)	Eólica
Total		122

Estructura y organización del Grupo económico

El siguiente cuadro muestra la estructura organizacional, incluyendo las principales sociedades del Grupo al 30 de septiembre de 2021:

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2. BASES DE PRESENTACIÓN DE LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS

2.1. Bases de presentación

Los estados financieros intermedios condensados consolidados (“estados financieros intermedios”) de YPF EE por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 se presentan sobre la base de la aplicación de los lineamientos establecidos en la NIC 34 “Información financiera intermedia”. Por lo tanto, deben ser leídos juntamente con los estados financieros consolidados anuales del Grupo al 31 de diciembre de 2020 (“estados financieros consolidados anuales”) sobre la base de las NIIF emitidas por el IASB y las interpretaciones emitidas por el CINIIF.

Fueron incluidas algunas cuestiones adicionales requeridas por la LGS y/o regulaciones de la CNV.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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

Los presentes estados financieros intermedios fueron aprobados por el Directorio de la Sociedad y autorizados para ser emitidos con fecha 8 de noviembre de 2021.

Los presentes estados financieros intermedios correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 no han sido auditados. La Dirección de la Sociedad estima que incluyen todos los ajustes necesarios para presentar razonablemente los resultados de cada período sobre bases uniformes con las de los estados financieros consolidados anuales auditados. Los resultados de los períodos de nueve y tres meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 no necesariamente reflejan la proporción de los resultados del Grupo por el ejercicio anual completo.

2.2. Resumen de las políticas contables significativas

Las políticas contables más significativas se describen en la Nota 2.3 a los estados financieros consolidados anuales.

Las políticas contables adoptadas para los estados financieros intermedios son consistentes con las utilizadas en los estados financieros consolidados anuales.

Asimismo, son consistentes con las utilizadas en los estados financieros intermedios condensados correspondientes al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020, 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 de CAMMESA por pago fuera de término, 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 468.786 a efectos de mantener la consistencia con las cifras del presente período.

2.3. Moneda funcional y de presentación

Tal como se menciona en la Nota 2.3 a los estados financieros anuales, YPF EE ha definido como su moneda funcional el dólar estadounidense. Adicionalmente, de acuerdo a lo establecido por la Resolución General N° 562 de la CNV, la Sociedad debe presentar sus estados financieros en pesos.

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:

30.09.2021 31.12.2020 Peso argentino (ARS) 98,64 84,05

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 período 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.

En la preparación de estos estados financieros intermedios condensados consolidados, las estimaciones y los juicios significativos realizados por la Dirección de la Sociedad en la aplicación de las políticas contables del Grupo y las principales fuentes de incertidumbre, fueron consistentes con las aplicadas por el Grupo en la preparación de los estados financieros consolidados anuales, detalladas en la Nota 2.4 a dichos estados financieros consolidados anuales, sobre estimaciones y juicios contables.

2.5. NIIF emitidas

2.5.1 Nuevas normas contables e interpretaciones emitidas por el IASB que no son de aplicación efectiva al 30 de septiembre de 2021 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 intermedios del Grupo. En este sentido, solamente se indican las normas e interpretaciones nuevas y/o modificadas que el Grupo razonablemente prevé que resultarán aplicables en el futuro. En general, el Grupo tiene la intención de adoptar estas normas, según corresponda, cuando entren en vigencia.

• Enmiendas de alcance limitado a las NIIF

El 12 de febrero de 2021, el IASB publicó un conjunto de enmiendas de alcance limitado a las NIIF.

Las enmiendas individuales son:

Exposición de políticas contables (Modificación a la NIC 1 y a la Declaración de práctica 2 de las NIIF)

Modifica la NIC 1 de las siguientes maneras:

Ahora se requiere que una entidad detalle su información de políticas contables materiales en lugar de sus políticas contables significativas;
se agregan varios párrafos para explicar cómo una entidad puede identificar políticas contables materiales y da ejemplos de cuándo es probable que la información de las políticas contables sea material;
las enmiendas aclaran que la información sobre políticas contables puede ser material debido a su naturaleza, incluso si los importes relacionados son irrelevantes;
las enmiendas aclaran que la información sobre políticas contables es importante si los usuarios de los estados financieros de una entidad la necesitan para comprender otra información importante en los estados financieros; y
las enmiendas aclaran que si una entidad divulga información de política contable inmaterial, dicha información no debería ocultar la información de política contable material.

Definición de Estimaciones contables (Modificaciones a la NIC 8)

Los cambios en la NIC 8 se centran exclusivamente en las estimaciones contables y aclaran lo siguiente:

La definición de un cambio en las estimaciones contables se sustituye por una definición de estimaciones contables. Según la nueva definición, las estimaciones contables son "cantidades monetarias en estados financieros que están sujetos a incertidumbre de medición".
Las entidades desarrollan estimaciones contables si las políticas contables requieren que ítems de los estados financieros se midan de una manera que implique incertidumbre de medición.

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

El IASB aclara que un cambio en la estimación contable que resulta de nueva información o novedades no es la corrección de un error. Además, los efectos de un cambio en un dato o una técnica de medición utilizada para desarrollar una estimación contable son cambios en las estimaciones contables si no resultan de la corrección de errores de un período anterior.
Un cambio en una estimación contable puede afectar únicamente el resultado del período actual, o el resultado del período actual y de períodos futuros. El efecto de la modificación relacionada con el período actual se reconoce como resultado en el período actual. El efecto, en caso de existir, en períodos futuros se reconoce como resultado en dichos períodos futuros.

Todas las enmiendas son efectivas para los períodos anuales que comienzan en o a partir del 1 de enero de 2023 y 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 del Grupo.

 Impuesto diferido relacionado con los activos y pasivos que surgen de una transacción única (enmienda a la NIC 12)

Con fecha 7 de mayo de 2021, se emitió una enmienda a la NIC 12 “Impuesto a las ganancias” relacionado con los activos y pasivos diferidos que surgen de una transacción única.

El Comité de Interpretaciones de las NIIF recibió una presentación sobre el reconocimiento del impuesto diferido en relación con los arrendamientos (cuando un arrendatario reconoce un activo y un pasivo al comienzo del arrendamiento) y las obligaciones por desmantelamiento (cuando una entidad reconoce un pasivo e incluye los costos de desmantelamiento en un ítem de Propiedad, planta y equipo). La presentación realizada suponía que los pagos por arrendamiento y los costos de desmantelamiento eran deducibles a efectos fiscales cuando se pagaban e identificaba diferentes enfoques en la práctica.

Antes de la enmienda, no estaba claro si la NIC 12 requería el reconocimiento de impuestos diferidos para estas diferencias temporarias o si se aplicaba la exención de reconocimiento inicial. Después de la enmienda, se requiere que una entidad reconozca el activo y el pasivo por impuestos diferidos relacionado.

Las modificaciones son efectivas para los períodos anuales que comiencen a partir del 1 de enero de 2023, y se permite su adopción anticipada. La enmienda es aplicable a las transacciones que ocurren en o después del comienzo del primer período comparativo presentado. También, al comienzo del primer período comparativo presentado, reconoce impuestos diferidos para todas las diferencias temporarias relacionadas con arrendamientos y obligaciones por desmantelamiento y reconoce el efecto acumulado de aplicar inicialmente las modificaciones como un ajuste al saldo inicial de resultados acumulados (u otro componente de patrimonio neto, según corresponda) en esa fecha.

El Directorio de la Sociedad anticipa que la aplicación de la enmienda mencionada no tendrá un impacto significativo en los estados financieros del Grupo.

2.5.2 Adopción de nuevas normas e interpretaciones efectivas a partir del 1° de enero de 2021

La Sociedad 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 30 de septiembre de 2021, tal como se describe en la Nota 2.5 a los estados financieros anuales. Las normas e interpretaciones nuevas y revisadas que han entrado en vigencia durante el presente período se describen a continuación:

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

• 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.

La modificación mencionada no tuvo un impacto en los estados financieros intermedios del Grupo.

Modificaciones a las NIIF 9, NIC 39, NIIF 7, NIIF 17 y NIIF 16 – Reforma de la Tasa de Interés de Referencia (la “Reforma”) - Parte 2

En agosto de 2020, el IASB emitió modificaciones que resultan aplicables para los ejercicios iniciados en o a partir del 1° de enero de 2021. Estas modificaciones abordan cuestiones al momento en que la tasa de referencia LIBOR sea efectivamente reemplazada y se relacionan con las siguientes áreas claves:

Activos financieros, pasivos financieros y pasivos por arrendamiento: se emitió una solución práctica para los activos y pasivos financieros medidos a costo amortizado, que se vean modificados como consecuencia directa de la Reforma. Como solución práctica, el IASB establece que la modificación de estos instrumentos financieros sea estimada en forma prospectiva a la tasa de interés efectiva actualizada. Para ello, se exige que la modificación sea consecuencia directa de la Reforma y la base utilizada para determinar los flujos de efectivo sea económicamente equivalente a la base inmediata anterior al reemplazo de tasa.

Coberturas: el IASB emitió soluciones prácticas adicionales a las emitidas en la parte 1, de tal manera que la Reforma no genere la interrupción de la contabilidad de coberturas ni la designación de una nueva relación de este tipo. Son las relaciones de cobertura (y la documentación relacionada) que deben modificarse para reflejar los efectos en i) la partida cubierta, ii) el instrumento de cobertura, y iii) el riesgo cubierto. Cualquier ajuste de valuación resultante de las modificaciones se reconoce como parte de la ineficacia.

Revelación: se requiere información que permita al usuario comprender la naturaleza y alcance de los riesgos a los que está expuesta la entidad generados por la Reforma y la manera en que se gestionan dichos riesgos,. También se requiere informar sobre el progreso y gestión de la transición a las tasas de referencia alternativas.

Los únicos activos o pasivos financieros que contemplan como referencia la tasa LIBOR corresponden a las deudas financieras e instrumentos de cobertura sobre la tasa de interés que se detallan en Nota 17 a los estados financieros consolidados anuales. La Sociedad no anticipa efectos significativos al momento del reemplazo efectivo de la tasa de referencia considerando que una parte sustancial de los préstamos e instrumentos de cobertura relacionados se cancelarán antes del mes de junio de 2023. Con respecto a los préstamos cuyo vencimiento opera después de junio de 2023, a la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados consolidados la Gerencia del Grupo no cuenta con elementos para analizar el impacto de las modificaciones mencionadas. Asimismo, en los nuevos contratos de préstamos firmados, 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.

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 incrementarse 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

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

consiguiente, los cambios estacionales pueden afectar el resultado de las operaciones y la situación financiera del Grupo.

4. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 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 S.A., una sociedad 100% controlada por el Grupo (el “Acuerdo de Suscripción de Acciones”).

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. 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 quedó perfeccionada.

5. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

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.

Al 30 de septiembre de 2021 el Grupo mantenía un capital de trabajo negativo de 4.037.197 como consecuencia del financiamiento de la construcción de nuevos activos de generación que a la fecha del presente se encuentran en su mayoría en operación, como se menciona precedentemente. El Grupo estima que el flujo proveniente de la generación de sus activos operativos permitirá disminuir dicho capital de trabajo negativo. Asimismo, el Grupo cuenta con diferentes fuentes de financiamiento en caso de ser necesario contar con fondos adicionales para hacer frente a sus necesidades de corto plazo, en la medida de que los flujos operativos puedan no ser suficientes.

Los estados financieros intermedios no incluyen toda la información y revelaciones de la administración del riesgo financiero, por lo que deben ser leídos en conjunto con los estados financieros anuales consolidados.

No hay cambios significativos en la administración o en las políticas de gestión de riesgo aplicadas por el Grupo desde el cierre del ejercicio anual. Ver Nota 5 a los estados financieros consolidados anuales.

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 el rubro “Otros créditos” contiene tanto instrumentos financieros como activos no financieros (tales como créditos

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

impositivos y anticipos de propiedades, planta y equipo), la conciliación se muestra en la columna “Activos no financieros”.

Activos financieros

		30 de septiembre de 2021	30 de septiembre de 2021
	Activos financieros a costo amortizado	Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados	Activos no financieros	Total
Otros créditos	216.070	-	4.743.831	4.959.901
Efectivo y equivalentes de efectivo restringido	908.234	-	-	908.234
Créditos por ventas	13.568.903	-	-	13.568.903
Efectivoyequivalentes de efectivo	4.041.913	3.776.256	-	7.818.169
	18.735.120	3.776.256	4.743.831	27.255.207

		31 de diciembre de	2020
		Activos financieros a
	Activos financieros a costo amortizado	valor razonable con cambios en otros	Activos no financieros	Total
		resultados integrales
Otros créditos	1.213.910	-	5.862.302	7.076.212
Efectivo y equivalentes de efectivo restringido	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

Pasivos financieros

		30 de septiembre de 2021
		Pasivos financieros a valor
	Pasivos financieros a	razonable con cambios en
	costo amortizado	otros resultados integrales	Total
Préstamos	87.358.768	-	87.358.768
Pasivos por arrendamientos	1.296.193	-	1.296.193
Otros pasivos financieros	-	21.098	21.098
Cuentas por pagar	7.744.754	-	7.744.754
	96.399.715	21.098	96.420.813

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

Las ganancias y pérdidas financieras de los instrumentos financieros son imputadas a las siguientes categorías:

	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021
Activos / Pasivos financieros a costo amortizado Activos financieros a valor razonable con cambios en resultados Activos / Pasivos no financieros Total
Intereses ganados y otros 17.157 1.220.569 56.093 1.293.819 Intereses perdidos y otros (5.697.473) - - (5.697.473) Diferencias de cambio, netas (436.210) (976.177) 933.849 (478.538) Actualizaciones financieras (124.458) - - (124.458) Otros resultados financieros (361.997) 357.181 - (4.816)
(6.602.981) 601.573 989.942 (5.011.466)

	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020
Activos / Pasivos Activos financieros a			Activos /
financieros a costo valor razonable con Pasivos no
	amortizado	cambios en resultados financieros		Total
Intereses ganados y otros 101.614 334.768 - 436.382 Intereses perdidos y otros (3.105.487) - - (3.105.487) Diferencias de cambio, netas (241.934) (363.981) (645.111) (1.251.026) Actualizaciones financieras (29.212) - - (29.212) Otros resultados financieros (128.848) 3.448.920 - 3.320.072
(3.403.867) 3.419.707 (645.111) (629.271)

7. INFORMACIÓN CUANTITATIVA Y CUALITATIVA SOBRE VALORES RAZONABLES

Determinación del valor razonable

La determinación del valor razonable se expone en la Nota 7 a los estados financieros consolidados anuales.

Los siguientes cuadros presentan los activos y pasivos financieros del Grupo que son medidos a valor razonable al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020 y su asignación a la jerarquía de valor razonable:

	30 de septiembre de 2021	30 de septiembre de 2021
Activos financieros	Nivel 1	Total
Efectivo y equivalentes de efectivo:
- Fondos comunes de inversión	3.776.256	3.776.256
	3.776.256	3.776.256

	30 de septiembre de 2021
Pasivos financieros	Nivel 3	Total
Otros pasivos financieros
- Instrumentos de cobertura	21.098	21.098	(1)
	21.098	21.098

(1) Al 30 de septiembre de 2021 se han clasificado como pasivo corriente.

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NOTAS A LOS ESTADOS FINANCIEROS INTERMEDIOS CONDENSADOS CONSOLIDADOS AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 Y COMPARATIVOS

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

	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.

Durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 no existieron transferencias entre diferentes jerarquías de valor razonable.

Valor razonable de activos financieros y pasivos financieros medidos a costo amortizado

El valor razonable estimado de los préstamos, considerando las tasas de interés ofrecidas al Grupo para sus préstamos financieros, ascendió a 78.653.308 y 79.949.710 al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020, 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.

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

8. 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 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 (2) (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
Costos Aumentos - 124.360 4.613 1.627.631 9.771.414 (1) - 11.528.018 Efectos de conversión 25.351 23.853.585 16.380 724.228 3.260.767 14.971 27.895.282 Transferencias - 14.235.940 - (1.028.751) (13.212.310) 5.121 - Disminuciones y reclasificaciones - (186.504) (4.755) (309.601) - - (500.860) Depreciación acumulada Aumentos (1.890) (6.246.832) (13.070) - - (7.981) (6.269.773) Efectos de conversión (4.225) (3.999.488) (9.773) - - (7.332) (4.020.818) Disminuciones y reclasificaciones - - 2.868 - - - 2.868 Valor de origen 171.395 170.104.762 109.812 4.952.647 21.441.328 105.076 196.885.020 Depreciación acumulada (29.821) (30.987.686) (72.822) - - (54.935) (31.145.264)
Saldos al 30 de septiembre de 2021 141.574 139.117.076 36.990 4.952.647 21.441.328 50.141 165.739.756

(1) Incluye 444.061 y 2.165.218 de costos financieros relacionados con la financiación de terceros a obras en curso de construcción prolongada por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respectivamente.

(2) 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)

	30 de septiembre de	31 de diciembre
	2021	de 2020
Valor residual de propiedades, planta y equipo	165.739.756	137.105.039
Desvalorización de materiales y repuestos	(74.748)	-
	165.665.008	137.105.039

A continuación, se describe la evolución de la desvalorización de materiales y repuestos por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020:

	Desvalorización de
	materiales y
	repuestos
Saldos al 31 de diciembre de 2019	-
Aumentos con cargo a resultados	-
Saldos al 31 de diciembre de 2020	-
Aumentos con cargo a resultados (Nota 21)	69.641
Efectos de conversión	5.107
Saldos al 30 de septiembre de 2021	74.748

9. ACTIVOS INTANGIBLES

La evolución de los activos intangibles del Grupo por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 es la siguiente:

	Activos intangibles
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
Costos
Efectos de conversión	76.377
Depreciación acumulada
Aumentos	(22.591)
Efectos de conversión	(1.288)
Valor de origen	516.377
Depreciación acumulada	(23.879)
Saldos al 30 de septiembre de 2021	492.498

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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 el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 es la siguiente:

			Maquinarias y
	Inmuebles	Terrenos	Equipos	Total
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
Costos
Aumentos	191.665	-	-	191.665
Efectos de conversión	27.905	74.491	186.787	289.183
Depreciación acumulada
Aumentos	(50.885)	(10.502)	(54.707)	(116.094)
Efectos de conversión	(15.617)	(8.357)	(34.037)	(58.011)
Valor de origen	345.449	503.614	1.262.826	2.111.889
Depreciación acumulada	(160.912)	(43.492)	(266.412)	(470.816)
Saldos al 30 de septiembre de 2021	184.537	460.122	996.414	1.641.073

11. INVERSIONES EN NEGOCIOS CONJUNTOS

El siguiente cuadro muestra en forma agrupada el valor de las inversiones en negocios conjuntos al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

	30 de septiembre de 31 de diciembre
2021 de 2020
Valor de las inversiones en negocios conjuntos 7.149.729 5.410.422

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

Los principales movimientos ocurridos durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 que han afectado el valor de las inversiones antes mencionadas, corresponden a:

	Inversiones en negocios
	conjuntos
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
Resultado por participación en negocios conjuntos	(260.185)
Otros resultados integrales	1.999.492
Saldos al 30 de septiembre de 2021	7.149.729

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 períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020. 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
	30 de septiembre de	30 de septiembre de
	2021	2020
Resultado neto	(260.185)	203.968
Otros resultados integrales	1.999.492	777.627
Resultado integral del período	1.739.307	981.595

El Grupo no posee inversiones en negocios conjuntos que sean significativas, 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 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020.

	30 de septiembre	31 de diciembre de
	de 2021	2020
Activo no corriente	16.678.163	12.630.257
Activo corriente	54.204	36.892
Total del activo	16.732.367	12.667.149
Pasivo no corriente	42.707	36.567
Pasivo corriente	8.618	7.652
Total del pasivo	51.325	44.219
Total del patrimonio	16.681.042	12.622.930
Valor registrado de la inversión	7.149.495	5.410.188

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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

	30 de septiembre	30 de septiembre
	de 2021	de 2020
Resultado neto del período	(607.059)	475.894
Participación en el resultado neto de la asociada	(260.185)	203.968

A continuación se detalla la información de subsidiarias e inversiones en negocios conjuntos al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020
Valor Valor Valor
Denominacióny emisor Clase nominal	Cantidad	registrado	Costo	registrado	Costo
Sociedades bajo control conjunto: Inversora Dock Sud S.A. Acciones ordinarias 1 355.270.372 7.149.495 538.065 5.410.188 538.065 Otras Sociedades: Diversas(1) 234 234 234 234
7.149.729 538.299 5.410.422 538.299

(1) Incluye Y-GEN Eléctrica III S.R.L. (en liquidación), Y-GEN Eléctrica IV S.R.L. (en liquidación), 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 yde inversión.		30/09/2021 828.942 (744.666) 18.757.371 42,86%

12. OTROS CRÉDITOS

	30 de septiembre de 2021	30 de septiembre de 2021	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020
	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Préstamos y anticipos al personal	-	7.007	-	5.479
Anticipo por compra de propiedades, planta y equipo	309.592	-	3.028.631	-
Impuesto a la ganancia mínima presunta (Nota 15)	167.219	-	167.219	-
Otras cuentas por cobrar con partes relacionadas (Nota 30)	-	-	-	71.085
Créditos fiscales	372.067	3.127.040	341.109	2.147.236
Anticipo a proveedores y despachantes de aduana	-	722.141	-	97.622
Fideicomisos	-	190.987	-	1.005.765
Seguros pagados por adelantado	-	4.212	-	34.067
Gastos pagados por adelantado	-	44.262	-	31.407
Diversos	-	19.150	-	149.648
	848.878	4.114.799	3.536.959	3.542.309
Provisión para otros créditos de cobro dudoso	-	(3.776)	-	(3.056)
	848.878	4.111.023	3.536.959	3.539.253

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

13. CRÉDITOS POR VENTAS

	30 de septiembre de 2021	31 de diciembre de 2020
	Corriente	Corriente
Deudores comunes	841.238	476.113
Sociedades relacionadas (Nota 30)	12.776.437	8.655.004
	13.617.675	9.131.117
Provisión para deudores de dudoso cobro	(48.772)	(48.772)
	13.568.903	9.082.345

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:

	30 de septiembre de
	2021	31 de diciembre de 2020
Fondos comunes de inversión	3.776.256	7.657.270
Depósitos en plazo fijo	9.786	2.781.652
Caja y bancos	4.032.127	3.857.672
	7.818.169	14.296.594

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 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020 se incluyen 908.234 y 3.741.094, 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.

15. IMPUESTO A LAS GANANCIAS

El cálculo del cargo devengado contablemente por el impuesto a las ganancias por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020 es el siguiente:

	Por los períodos de nueve meses	Por los períodos de nueve meses
	finalizados el 30	de septiembre de
	2021	2020
Impuesto a las ganancias corriente	(3.858.341)	(320.313)
Impuesto a las ganancias diferido	(5.802.421)	(2.127.640)
Impuesto a las ganancias	(9.660.762)	(2.447.953)

De acuerdo con la NIC 34, en los períodos intermedios, el cargo a resultados por impuesto a las ganancias se reconoce sobre la base de la mejor estimación a la fecha de la tasa impositiva efectiva proyectada al cierre del ejercicio, ajustada por los efectos impositivos de ciertos ítems reconocidos completamente en el período. Los importes calculados para el gasto por impuesto para el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, podrían requerir ajustes en períodos posteriores en caso de que a partir de nuevos elementos de juicio se modifique la estimación de la tasa impositiva efectiva proyectada. Con base en el entorno económico actual y las

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

perspectivas a futuro, el Grupo ha adecuado las proyecciones utilizadas para el cálculo de la tasa impositiva efectiva. Asimismo, el Grupo ha revisado la recuperabilidad de los quebrantos impositivos, no habiendo registrado cargos por deterioro por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021.

La tasa impositiva efectiva del Grupo por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 fue de aproximadamente 89,3% y la tasa efectiva del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020 fue de aproximadamente 39,1%. El cambio en la tasa efectiva fue causado principalmente por el cambio de alícuota en el impuesto a las ganancias establecido por la Ley N° 27.630, cuyo efecto fue reconocido en el estado de resultados integrales en el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 (ver Nota 29.3), a un mayor efecto de la valuación de activos no monetarios en su moneda funcional y al mayor pasivo diferido originado por el efecto del ajuste por inflación fiscal sobre activos y pasivos monetarios, como consecuencia de las pautas de inflación y devaluación proyectadas a fin del ejercicio.

Al 30 de septiembre de 2021, se han clasificado como activo por impuesto diferido 1.124.834, y como pasivo por impuesto diferido 17.361.170. 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. Esta clasificación corresponde a la posición neta del impuesto diferido de cada subsidiaria que se incluye en los presentes estados financieros intermedios.

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, la Sociedad poseía quebrantos acumulados por 5.935.836 a la tasa esperada de recupero. Asimismo, el Grupo ha estimado un consumo de quebranto por 3.751.526 a la tasa esperada de utilización durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021. 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 30 de septiembre de 2021 que es probable que realice todos los activos por impuesto diferido registrados.

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.

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

La evolución del pasivo y activo por impuesto diferido neto al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020 es la siguiente:

	Pasivos por impuesto	Activos por impuesto
	diferido, netos	diferido, netos
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
Otros resultados integrales	(13.721)	-
Efecto de la conversión sobre activos incorporados por la combinación de negocios	(644.014)	-
Cargo del período	(6.369.657)	567.236
Saldos al 30 de septiembre de 2021	(17.361.170)	1.124.834

16. PASIVOS POR ARRENDAMIENTOS

A continuación, se expone la evolución del pasivo por arrendamientos durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020:

Pasivos por
arrendamientos
Pasivos por 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
Aumentos 191.665 Actualizaciones financieras 72.064 Pagos por arrendamientos (191.264) Efecto de la conversión 133.649
Pasivospor arrendamientos al 30 de septiembre de 2021 1.296.193

A continuación, se expone la apertura de los pasivos por arrendamientos registrados por el Grupo al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020, con identificación del plazo del arrendamiento y de las tasas:

Pl d dit Tasa efectiva	30 de septiembre de	31 de diciembre de
azo e arrenameno anual utilizada 2021 2020
De dos a tres años 9,87% 5.373 35.354 De tres a cuatro años 7,75% - 8,35% 155.635 230.900 De cuatro a cinco años 4,53% 188.059 - Más de cinco años 9,88% - 10,2% 947.126 823.825
Total 1.296.193 1.090.079

La actualización financiera devengada en los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020, 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.

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

Al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020 los vencimientos de los pasivos relacionados con los contratos por arrendamiento son:

	30 de septiembre de 2021	31 de diciembre de 2020
Hasta 1 año	270.944	227.930
Pasivos por arrendamientos corrientes	270.944	227.930
De 1 a 5 años	537.566	436.620
A partir del 6° año	487.683	425.529
Pasivos por arrendamientos no corrientes	1.025.249	862.149
Total	1.296.193	1.090.079

17. PRÉSTAMOS

		30 de septiembre de 2021	30 de septiembre de 2021	31 de diciembre de 2020	31 de diciembre de 2020
	Tasa de interés(1)	No corriente	Corriente	No corriente	Corriente
Obligaciones negociables	(2)	54.080.026	8.824.132	37.296.657	14.212.033
Préstamos financieros	(3)	14.962.563	9.492.047	21.558.970	14.818.616
		69.042.589	18.316.179	58.855.627	29.030.649

(1) Tasa aplicable al 30 de septiembre de 2021.

(2) Incluye 1.755 millones que devengan interés a una tasa variable Badlar + 4,5% y el saldo remanente corresponde a ONs en dólares que devengan interés a tasa fija entre el 0% y el 10,24%.

(3) Corresponnde a préstamos bancarios en dólares que devengan interés a tasa fija entre 6,99% y 8,65%.

A continuación, se incluye la evolución de los préstamos por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020:

	Préstamos
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 cambio y de conversión, neta	24.615.872
Reclasificaciones(2)	4.296.965
Saldos al 31 de diciembre de 2020	87.886.276
Toma de préstamos	39.541.924
Pago de préstamos	(53.563.301)
Pago de intereses	(6.405.324)
Intereses devengados(1)	5.876.344
Diferencia de cambio y de conversión, neta	14.022.849
Saldos al 30 de septiembre de 2021	87.358.768

(1) Incluye el devengamiento relacionado con los costos demandados de la transacción por 389.195 y 329.260, por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, respectivamente, y costos financieros capitalizados.

(2) Corresponde a la reclasificación de los préstamos de Luz del León S.A. al 30 de junio de 2020.

La descripción de los principales préstamos del Grupo se encuentra detallada en la Nota 17 a los estados financieros consolidados anuales. Las principales novedades durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 y hasta la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios consolidados se detallan a continuación:

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- Emisión local – Obligaciones negociables

El 7 de mayo de 2019 y el 12 de junio de 2019 la Sociedad colocó Obligaciones Negociables Clase I. Las colocaciones alcanzaron un monto total de US$ 100 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.

En cumplimiento con lo dispuesto en el punto 1 de la Comunicación “A” 7230 del BCRA, con fecha 9 de abril de 2021 la Sociedad logró refinanciar el 60% de su vencimiento requerido por las normas vigentes, aceptando todas las ofertas de la opción Par por aproximadamente US$ 45,3 millones, que consistía en el canje del 100% de las ON Clase I por las ON Clase VI, y en aproximadamente US$ 14,7 millones, que corresponden al 83,16% del total de las nuevas ofertas en efectivo recibidas.

Consecuentemente, con fecha 16 de abril de 2021 la Sociedad emitió la nueva ON Clase VI por un valor nominal de US$ 60 millones a una tasa fija del 10,24% con vencimiento en abril de 2023 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 16 de julio de 2021.

El saldo remanente de la ON Clase I no canjeado fue cancelado a su vencimiento con sus respectivos intereses devengados.

Posteriormente, con fecha 20 de mayo de 2021 la Sociedad emitió ONs adicionales Clase IV por un monto de US$ 16,9 milliones a una tasa fija del 2% denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable con vencimiento en octubre de 2022 e intereses pagaderos trimestralmente a partir de julio de 2021. Asimismo, en la misma fecha se emitió una nueva ON Clase VII por un valor nominal de 1.755 millones de pesos a una tasa Badlar más 4,5% con vencimiento en mayo de 2022 e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 20 de agosto de 2021.

Por último, con fecha 30 de agosto de 2021 la Sociedad emitió ONs adicionales Clase VIII por un monto de US$ 36,9 millones a una tasa fija del 0% denominadas en dólares y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable con vencimiento en agosto de 2022. Asimismo, en la misma fecha se emitió una nueva ON Clase IX por un valor nominal de US$ 27,7 millones pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable con vencimiento en febrero (33%), mayo (33%) y agosto (34%) de 2024 que devengan interés a una tasa fija del 3,5% e intereses pagaderos trimestralmente a partir del 30 de noviembre de 2021. Aproximadamente US$ 11 millones y US$ 13,6 millones de las mencionadas ONs Clase VIII y IX respectivamente, fueron integradas en especie mediante la entrega de ONs Clase III de la Sociedad.

La Sociedad evaluó para cada una de las refinanciaciones de las ON Clase I y III previamente mencionadas si las condiciones eran sustancialmente diferentes, considerando para ello tanto aspectos cualitativos (por ejemplo, moneda, plazo y tasa) como cuantitativos (si el valor presente de los flujos de efectivo descontados bajo las nuevas condiciones, incluyendo cualquier comisión pagada neta de cualquier comisión recibida, y utilizando para hacer el descuento la tasa de interés efectiva original, difiere al menos en un 10% del valor presente descontado de los flujos de efectivo que todavía resten de los pasivos financieros originales). En base a dicho análisis, la Sociedad no ha reconocido ninguna de las refinanciaciones como una extinción de acuerdo con la NIIF 9 “Instrumentos financieros”.

- 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 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.

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18. CUENTAS POR PAGAR

	30 de septiembre de 2021	31 de diciembre de 2020
	Corriente	Corriente
Proveedores communes(1)	1.725.292	1.564.380
Sociedades relacionadas (Nota 30)(1)	6.019.462	6.102.222
	7.744.754	7.666.602

(1) Las cuentas por pagar comerciales no devengan intereses y normalmente se cancelan dentro de los 90 días.

19. INGRESOS POR VENTAS

	Por los períodos	de nueve meses	de nueve meses
	finalizados el 30 de septiembre de
Tipo de bien o servicio	2021		2020
Energía base(1)	6.458.745	(2)	5.080.860
Ingresos bajo contrato	21.475.357		8.226.908
Ventas de vapor	2.763.534		986.920
Otros ingresos por servicios	235.780		191.405
	30.933.416		14.486.093

(1) Incluye 2.396.252 y 1.209.428 por reconocimiento de costos de combustible y otros costos de producción correspondientes a los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020, respectivamente, de acuerdo al marco regulatorio vigente.

(2) Incluye el ajuste retroactivo correspondiente al período transcurrido entre los meses de febrero y mayo de 2021 por aplicación de la Resolución N° 440/2021 (ver Nota 29.1) por aproximadamente 355.794.

	Por los períodos de nueve meses	Por los períodos de nueve meses
	finalizados el 30 de septiembre de
Por Cliente	2021	2020
CAMMESA(1)	21.173.151	10.454.484
YPF S.A.(1)	6.838.235	3.316.369
U.T. Loma Campana(1)	85.243	114.432
Profertil S.A.(1)	595.381	147.408
Coca-Cola FEMSA de Buenos Aires S.A.	175.363	77.540
Toyota Argentina S.A.	304.572	74.584
CT Barragán S.A.(1)	127.043	92.407
CAF S.A.	108.737	98.997
Holcim Argentina S.A.	529.348	17.443
Otros	996.343	92.429
	30.933.416	14.486.093

(1) Sociedades relacionadas (Nota 30).

Mercado de destino

Los ingresos del Grupo están dirigidos al mercado interno en su totalidad.

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20. GASTOS POR NATURALEZA

El Grupo presenta el estado intermedio condensado consolidado de resultados integrales 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 períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020.

Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021	Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021
Costos de Gastos de administración
producción	y comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo 6.258.718 11.055 6.269.773 Depreciación de activos por derecho de uso 59.054 57.040 116.094 Amortización de activos intangibles 22.591 - 22.591 Materiales y útiles de consumo 378.119 10.695 388.814 Gastos bancarios - 9.415 9.415 Alquileres 4.876 7.328 12.204 Honorarios y retribuciones por servicios 11.402 109.142 120.544 Otros gastos al personal 15.535 167.585 183.120 Conservación, reparación y mantenimiento 822.967 15.175 838.142 Seguros 527.973 6.115 534.088 Sueldos y cargas sociales 1.000.108 769.445 1.769.553 Contrataciones de obras y otros 190.358 176.567 366.925 Transporte, producto y carga 777.787 (1) 6.875 784.662 Combustible, gas, energía y otros 4.269.223 (1) - 4.269.223 Impuestos, tasas y contribuciones 20.922 717.192 738.114 Publicidad y propaganda 7 4.334 4.341 Diversos 12.292 13.265 25.557
Total 14.371.932 2.081.228 16.453.160

Por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2020
Costos de Gastos de administración
producción	y comercialización	Total
Depreciación de propiedades, planta y equipo 2.985.353 5.947 2.991.300 Depreciación de activos por derecho de uso 22.119 35.212 57.331 Materiales y útiles de consumo 144.321 5.576 149.897 Gastos bancarios - 2.905 2.905 Alquileres 2.171 4.425 6.596 Honorarios y retribuciones por servicios 2.416 99.290 101.706 Otros gastos al personal 16.005 106.047 122.052 Conservación, reparación y mantenimiento 479.443 8.873 488.316 Seguros 240.470 837 241.307 Sueldos y cargas sociales 670.575 465.267 1.135.842 Contrataciones de obras y otros 246.724 105.632 352.356 Transporte, producto y carga 551.205 (1) 207 551.412 Combustible, gas, energía y otros 1.384.223 (1) - 1.384.223 Impuestos, tasas y contribuciones 10.385 644.784 655.169 Publicidad y propaganda - 1.509 1.509 Diversos 1.688 (1) 5.065 6.753
Total 6.757.098 1.491.576 8.248.674

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21. OTROS RESULTADOS OPERATIVOS, NETOS

	Por los períodos de nueve meses finalizados el	Por los períodos de nueve meses finalizados el
	30 de septiembre de
	2021	2020
Intereses comerciales - CAMMESA (Nota 30)(1)	961.261	468.786
Multas contractuales (Nota 30)	-	162.254
Desvalorización de materiales y repuestos	(69.641)	-
Siniestros recuperados(2)	720.675	-
Diversos	3.073	4.721
	1.615.368	635.761

(1) Ver Nota 2.2.

(2) Corresponde principalmente a que, con fecha 31 de marzo de 2021, YPF EE, Y-GEN Eléctrica II S.A.U. y Allianz Argentina Cía. de Seguros S.A. arribaron a un acuerdo conciliatorio mediante el cual esta última el 15 de abril de 2021 abonó una indemnización única, total y definitiva por la demora en el inicio comercial del cierre de ciclo del El Bracho provocado por el hundimiento del barco que transportaba equipamiento necesario para dicho proyecto.

22. RESULTADOS FINANCIEROS, NETOS

Por los períodos de nueve meses finalizados el	Por los períodos de nueve meses finalizados el
30 de septiembre de
2021 2020
Ingresos financieros: Intereses ganados y otros(1) 1.293.819 436.382 Diferencias de cambio 3.128.574 2.369.173 Otros ingresos financieros 357.181 3.448.920
Total ingresos financieros 4.779.574 6.254.475
Costos financieros: Intereses perdidos y otros (5.697.473) (3.105.487) Diferencias de cambio (3.607.112) (3.620.199) Actualizaciones financieras (124.458) (29.212) Otros egresos financieros (361.997) (128.848)
Total costos financieros (9.791.040) (6.883.746)
Total resultados financieros, netos (5.011.466) (629.271)

(1) Ver Nota 2.2.

23. PATRIMONIO

Al 30 de septiembre de 2021, la composición accionaria de YPF EE es la siguiente:

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)

24. RESULTADO NETO POR ACCIÓN

EI importe de la ganancia por acción se calcula dividiendo el resultado neto del período atribuible a los propietarios de la controladora por el promedio ponderado de acciones ordinarias durante el período, 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 períodos de nueve meses	Por los períodos de nueve meses
	finalizados el 30 de septiembre de
	2021	2020
Resultado neto del período atribuible a los propietarios de la Sociedad	1.163.211	3.999.924
Número promedio ponderado de acciones (en miles)	3.747.070	3.747.070
Ganancia por acción
- Básica y diluida (ARS)	0,310	1,067

No hubo ninguna transacción con acciones ordinarias u acciones ordinarias potenciales entre la fecha de cierre del período 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.

En este sentido, la Asamblea General de Accionistas el 28 de abril de 2021 destinó 260.059 a constituir una reserva legal en los términos del Art. 70 de la LGS, alcanzando la misma un monto igual al 20% del capital social.

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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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 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020	30 de septiembre de 2021 31 de diciembre de 2020
	Clase y monto de las		Importe contabilizado en pesos Clase y monto de las monedas distintas al peso argentino (en miles)	Importe contabilizado en pesos
	monedas distintas al	Tipo de
	peso argentino (en	cambio
Cuenta	miles)	vigente(1)
ACTIVO CORRIENTE Créditos por ventas US$ 109.763 98,54 10.816.046 US$ 82.269 6.906.483 Efectivo y equivalentes de efectivo restringido US$ 9.217 98,54 908.234 US$ 44.563 3.741.094 Efectivoyequivalentes de efectivo US$ 40.073 98,54 3.948.793 US$ 68.481 5.748.980
Total del activo corriente 15.673.073 16.396.557
Total del activo 15.673.073 16.396.557
PASIVO NO CORRIENTE Préstamos US$ 724.189 98,74 71.506.422(2) US$ 724.372 60.955.904 (2) Pasivos por arrendamientos US$ 10.383 98,74 1.025.249 US$ 10.245 862.149 Provisiones US$ 932 98,74 92.026 US$ 492 41.402 Otrospasivos financieros - - - - US$ 71 5.962
Total delpasivo no corriente 72.623.697 61.865.417
PASIVO CORRIENTE Cuentas a pagar US$ 50.211 98,74 4.957.834 US$ 65.406 5.503.915 € 338 114,36 38.654 € 1.002 103.737 Préstamos US$ 170.840 98,74 16.868.742(3)US$ 351.671 29.593.115 (3) Pasivos por arrendamientos US$ 2.744 98,74 270.944 US$ 2.709 227.930 Otrospasivos financieros US$ 214 98,74 21.098 US$ 901 75.843
Total delpasivo corriente 22.157.272 35.504.540
Total delpasivo 94.780.969 97.369.957

(1) Al tipo de cambio correspondiente al 30 de septiembre de 2021 según el Banco de la Nación Argentina.

(2) Corresponde al importe nominal adeudado, el cual se expone en el rubro préstamos por 69.042.589 y 58.855.627 al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020, 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 18.316.179 y 29.030.649 al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020, respectivamente, neta de comisiones y costos demandados por la transacción.

27. PRINCIPALES COMPROMISOS CONTRACTUALES Y GARANTÍAS OTORGADAS

Los principales compromisos contractuales se describen en la Nota 27 a los estados financieros consolidados anuales. A continuación, se detallan las fechas estimadas para la puesta en marcha de los proyectos en desarrollo:

Proyecto	Sociedad	Fecha estimada de inicio de operación comercial

Parque Eólico Cañadón León	Luz del León S.A.	4to trimestre 2021

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28. PASIVOS CONTINGENTES

Los principales pasivos contingentes se describen en la Nota 29 a los estados financieros consolidados anuales.

A continuación, se describen las novedades acontecidas durante el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021:

a) 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 8 de enero de 2021, 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 US$ 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 que los subcontratistas de GESA continúen con la obra a fin de no afectar el cronograma vigente tal como se explica en el párrafo siguiente.

En ese sentido, con fechas 26 de enero de 2021 y 9 de abril de 2021 se firmaron Acuerdos Conciliatorios y de continuación de Obra firmados entre LDL y Grid Solutions Argentina S.A. (“GRID”) y Electrificadora del Valle S.A. (“EDVSA”) respectivamente, mediante los cuales las partes acordaron resolver todas las disputas de dichos subcontratistas con el contratista principal de la obra y disponer la contratación directa de GRID y EDVSA para la finalización de los trabajos.

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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 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 puesta en marcha de la obra en los plazos acordados con los acreedores financieros. A tal efecto, dichos acreedores habían establecido un plazo original que venció el 1 de abril de 2021 y fue sucesivamente prorrogado hasta el 30 de noviembre de 2021, para analizar las cláusulas contractuales relacionadas con el proyecto.

Por otro lado, considerando las demoras en la habilitación comercial del parque eólico Cañadón León, se materializó un incumplimiento, que fue dispensado en la medida que la habilitación comercial del mencionado parque ocurra hasta el 30 de noviembre de 2021.

Es necesario destacar además que para que se produzca un eventual incumplimiento que pueda producir la aceleración de los vencimientos del préstamo de LDL, se requiere una comunicación por escrito del acreedor de acuerdo a las condiciones establecidas en el contrato. Por todo lo mencionado, en opinión de la Dirección de la Sociedad, las cancelaciones del capital y sus respectivos intereses se realizarán en el cronograma fijado originalmente en el acuerdo, conforme fuera oportunamente adendado.

Asimismo, el Grupo se encuentra negociando una adenda al contrato que eliminaría de manera definitiva los incumplimientos mencionados.

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. Asimismo, conforme a los términos y condiciones del Contrato de Compraventa de Energía Eléctrica de Fuente Renovable, en fecha 19 de abril de 2021 LDL procedió a notificar a YPF S.A. la prórroga de la fecha de habilitación comercial, estimándose en aquel momento que la misma ocurriría el 31 de agosto de 2021. Sin perjuicio de ello y a pesar de no haberse alcanzado aún la habilitación comercial del proyecto, el 4 de agosto de 2021 YPF S.A. accedió por escrito a no ejercer su derecho a terminar el contrato de compraventa fundado en dicha causa, hasta el 31 de marzo de 2022.

En relación al PPA con CAMMESA, en virtud de la adhesión de LDL a la Resolución SGE N° 52/2019 de la Secretaría de Gobierno de Energía que establecía la prórroga de la fecha programada de habilitación comercial y a las posteriores notas de la Secretaría de Energía que dispusieron la suspensión del cómputo de los plazos correspondientes a la ejecución de los contratos de los Programas RenovAr que no hubieran sido habilitados comercialmente antes del 12 de marzo de 2020, no se originará penalidades en la medida que se alcance la habilitación comercial antes del 30 enero de 2022, excepto que por la situación del COVID-19 (ver Nota 31) se otorguen suspensiones o extensiones de plazos adicionales.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados consolidados, el Grupo estima que no se generarán efectos negativos significativos en la posición patrimonial o financiera del Grupo como consecuencia de la situación descripta previamente.

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

b) 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.

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 de 2020, 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 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.

Con fecha 26 de marzo de 2021, TEL3 presentó una nueva orden de cambio bajo el Contrato por una suma total de $ 25,8 millones en virtud de los mayores costos ocasionados desde el 1 de noviembre de 2020 hasta el 28 de febrero de 2021 como consecuencia de la implementación de medidas sanitarias para la prevención de la propagación del COVID-19 así como de las exigencias sanitarias impartidas por las autoridades de gobierno.

Con fecha 13 de septiembre de 2021 se suscribió una adenda al contrato de construcción, mediante la cual la Sociedad abonará a TEL3 la suma de U$S 1.700.000 en concepto de variaciones y órdenes de cambio.

Finalmente, cabe destacar que con fecha 27 de junio de 2021 se dio lugar al período de marcha industrial de la Obra, a partir del cual se dan por concluidos con resultados satisfactorios los ensayos finales para la puesta en servicio de las instalaciones y se autoriza la toma de carga.

c) Parque Eólico Los Teros II

El Parque Eólico Los Teros II alcanzó la habilitación comercial de la totalidad de los aerogeneradores con fecha 3 de junio 2021. Por lo tanto, se cumplieron los plazos previstos en el marco de la prioridad de despacho asignada conforme la Resolución S.E.E. N° 281/2017, conforme dichos plazos fueron prorrogados.

La Sociedad y General Electric se encontraban con disputas cruzadas relacionadas por un lado con reclamos de mayores costos producto de demoras en la Obra como consecuencia del COVID-19 y otros; y por el otro lado la aplicación de multas contractuales devengadas por no haber alcanzado la fecha de recepción prevista contractualmente.

Finalmente, con fecha 13 de agosto de 2021 se suscribió un acuerdo mediante el cual las partes conciliaron todas las disputas existentes en relación al contrato y a la obra. En base a dicho acuerdo, YPF LUZ abonará a General Electric la suma de U$S 1.200.000 en concepto de órdenes de cambio derivadas de variaciones de costo y plazo para resolver definitivamente tales disputas y renunció a exigir a General Electric el pago de las multas devengadas.

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

d) 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”), un 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 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.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros la Sociedad ha abonado a Wärtsilä la suma de 42,5 millones de pesos argentinos y € 22.640 por la totalidad de los costos indirectos derivados del COVID-19 reclamados, dándose por conciliado el reclamo de la contratista.

29. MARCO REGULATORIO

Las principales regulaciones y otros se describen en la Nota 30 a los estados financieros anuales. Las novedades por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 se describen a continuación:

29.1 Mercado Regulatorio de la industria eléctrica

Resolución SE-MEC N° 440/2021

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, 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 actualizarían mensualmente en función del IPC (60%) y el IPIM (40%) publicados por el INDEC.

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

Dicha actualización fue suspendida hasta nueva decisión en virtud de la coyuntura económica generada por la pandemia declarada.

A los efectos de percibir la remuneración definida en la mencionada norma, los Agentes Generadores alcanzados por la misma debían desistir mediante Nota a CAMMESA de cualquier reclamo administrativo o proceso judicial en curso planteado por los mismos contra el Estado Nacional, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA y de todo reclamo administrativo y/o judicial relacionados y renunciar a realizar planteos futuros al respecto.

Con fecha 11 de junio de 2021, la Sociedad ha presentado la Nota mencionada en el párrafo anterior. El ajuste retroactivo correspondiente al período transcurrido entre febrero y mayo de 2021 por aplicación de la Resolución N° 440/2021 asciende a aproximadamente 355.794 y fue registrado en la línea Energía base dentro del rubro Ingresos por ventas, netos del estado intermedio condensado de resultados integrales por el período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021.

Resolución N° 551/2021

En el marco del MATER existen proyectos en vías de ejecución con prioridad de despacho asignadas que presentan atrasos o que no demuestran avance alguno. Como consecuencia de esto, con fecha 15 de junio de 2021 fue emitida la Resolución SE N° 551/2021 que establece medidas que propenden a la conclusión de los proyectos aún no habilitados, de forma de que no retengan prioridad de despacho, habilitando esta capacidad de transporte a ser asignada a otros proyectos.

A partir de esto, se realiza una reestructuración del ordenamiento y administración de las prioridades de despacho asignadas y a asignar en instancias futuras, revisando también el criterio de la exigencia de la caución constituida. Los Agentes Generadores con prioridad de despacho ya asignada dentro del MATER en el marco de la Resolución N° 281/2017 del ex Ministerio de Energía y Minería y modificatorias, con proyectos con habilitación comercial o en construcción, podrán optar hasta el 27 de agosto de 2021 a adherirse a las condiciones establecidas en la nueva Resolución abonando los pagos que correspondan por prórrogas, según lo reglado en la Resolución N° 551, en forma retroactiva, a partir del vencimiento del plazo original declarado y hasta la fecha de habilitación comercial, aplicándose los pagos que hubieren realizado bajo el régimen anterior como pago a cuenta del establecido en la mencionada Resolución.

Destacamos que la Sociedad decidió acogerse al régimen mencionado a fin de mantener la prioridad de despacho oportunamente asignada y toda vez que el nuevo régimen de multas es de aplicación retroactiva y significaría un menor costo para la Sociedad. No obstante, dicha resolución no ha tenido impactos significativos en los estados financieros del Grupo.

29.2 Regulaciones del mercado de cambios

Con fecha 25 de febrero de 2021, el BCRA emitió la Comunicación “A” 7230, prorrogando el punto 7 de la Comunicación “A” 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 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 “A” 7106.

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

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 “A” 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 “A” 7106.

El Grupo tenía dos financiamientos alcanzados por comunicaciones del BCRA: (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 alcanzado por la Comunicación “A” 7106 (por el cual se extendió el 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 alcanzado por la Comunicación 7230 (por el cual se emitieron ONs Clase VI por el 60% del saldo con vencimeinto el 16 de abril de 2023).

29.3 Reforma tributaria

El 16 de junio de 2021, fue promulgada la Ley N° 27.630, aprobada por el Poder Ejecutivo Nacional mediante el Decreto 387. Uno de los principales cambios de la misma es la instauración de una escala progresiva del impuesto a las ganancias en base a la ganancia neta imponible acumulada de la Sociedad. Los montos de dicha escala se ajustarán anualmente, a partir del 1° de enero de 2022 según la variación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) que suministre el INDEC correspondiente al mes de octubre del año anterior al del ajuste. Los importes actualizados serán de aplicación para los ejercicios fiscales que se inicien con posterioridad a la misma. La escala progresiva también resulta de aplicación para los establecimientos permanentes, sin perjuicio de la tasa adicional del 7% al momento de remesar las utilidades a su casa matriz.

Las disposiciones de esta Ley entraron en vigencia el 16 de junio de 2021 y surten efecto para los ejercicios fiscales iniciados a partir del 1° de enero de 2021, inclusive.

El cambio normativo ha impactado (i) en la medición de activos y pasivos fiscales diferidos (incluyendo los quebrantos acumulados), dado que éstos deben reconocerse aplicando la tasa impositiva que estará vigente en las fechas en que las diferencias entre los valores contables y los fiscales y los quebrantos serán revertidos o utilizados, y (ii) la estimación de la provisión por impuesto a las ganancias a pagar. El impacto del cambio normativo ha sido reconocido en el período de nueves meses finalizado el 30 de septiembre de 2021 en el estado de resultados integrales.

Por lo tanto, los activos y pasivos diferidos, al igual que el cargo corriente, al 30 de septiembre de 2021 fueron medidos considerando una tasa aproximada del 35%.

29.4 Otras regulaciones

− Marco Normativo CNV (N.T. 2013)

De acuerdo a lo estipulado en el artículo 1°, Capítulo III, Título IV de la Resolución General, a continuación se detallan

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

las notas a los estados financieros intermedios correspondiente al período de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2021, que exponen la información solicitada por la Resolución en formato de Anexos.

Anexo A – Bienes de uso	Nota 8 Propiedades,plantayequipo
Anexo B – Activos intangibles	Nota 9 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 8 Propiedades,plantayequipo
Anexo G – Activosy pasivos en moneda extranjera	Nota 26 Activosy pasivos en monedas distintas alpeso argentino
Anexo H – Cuadro degastos	Nota 20 Gastospor naturaleza

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

30. INFORMACIÓN SOBRE PARTES RELACIONADAS

El siguiente cuadro presenta el importe de los saldos con partes relacionadas al 30 de septiembre de 2021 y 31 de diciembre de 2020:

	Al 30	de septiembre de 2021	de septiembre de 2021
	Créditos por ventas		Cuentas por pagar
	Corriente		Corriente
Entidades co-controlantes del Grupo:
YPF S.A.	4.147.478		2.323.505
Entidades asociadas:
Refinería del Norte S.A.	42.633		-
Metroenergía S.A.		4.588	-
A-Evangelista S.A.		-	32.076
U.T. Loma Campana	16.824		45.884
C.T. Barragán S.A.	36.091		-
GE Global Parts and Products GmbH		-	893.886
GE International Inc. Sucursal Argentina		-	1.657.297
GE Packaged Power Inc.		-	547.832
GE Sensing & Inspection Technologies		-	17.058
GE Water & Process Technologies SC		-	15.104
GE Wind Energy Equipment		-	373.193
Innio Jenbacher GmbH & CO. OG.		-	3.615
Profertil S.A.	143.212		-
Alstom Power Inc.		-	7.845
Alstom Power Service S.A.		-	2
Alstom Power Systems		-	4
Grid Solutions Argentina S.A.		-	102.161
Entidad controlada por el Estado Nacional:
CAMMESA	8.385.611		-
Totales	12.776.437		6.019.462

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

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

		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)

El siguiente cuadro presenta el importe de las transacciones realizadas con partes relacionadas por los períodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de 2021 y 2020:

	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de	Por losperíodos de nueve meses finalizados el 30 de septiembre de
	2021			2020
	Ingresos	Compras y servicios Otros resultados operativos, netos	Intereses	Ingresos	Compras y	Otros Intereses
			ganados			resultados ganados
			(perdidos),			operativos, (perdidos),
			netosy otros		servicios	netos netosy otros
Entidades co-controlantes del Grupo: YPF S.A. 6.838.235 4.472.312 (1) - - 3.316.369 1.364.028 - - Entidades asociadas: A-Evangelista S.A. - 111.481 - - - 1.250.165 - - U.T. Loma Campana 85.243 - - - 114.432 1.823 - - C.T. Barragán S.A. 127.043 - - - 92.407 - - - GE International Inc. - 264 - - - 1.503.197 - - GE Global Parts and Products GmbH - 989.965 - 9.192 - 269.211 43.670 (18.366) GE Water & Process Technologies S.C. - 20.394 - - - 36.406 - - GE Wind Energy Equipment - - - - - 69.187 - - GE Wind GmbH - 108.672 - - - 2.382.231 - - GE Packaged Power Inc. - 163.089 (128) (2.760) - 336.503 113.327 - GE Sensing Inspection & Technologies - 9.972 - - - - - - GE International Inc. Suc.Argentina - 2.910.398 - - - 1.103.707 5.257 - Innio Jenbacher GmbH & CO. OG. - 8.538 - - - 11.157 - - YPF Tecnología S.A. - 449 - - - - - - Profertil S.A. 595.381 - - - 147.408 - - - Alstom Power Inc. - 15.071 - - - 53.843 - - Grid Solutions Argntina S.A. - 376.758 - - - 368.906 - - Jenbacher International B.V. - 5.463 - - - 9.711 - - Entidad controlada por el Estado Nacional: CAMMESA 21.173.151 69.218 961.261 - 10.454.484 119.601 468.786 -
Totales 28.819.053 9.262.044 961.133 6.432 14.125.100 8.879.676 631.040 (18.366)

(1) Incluye el reconocimiento del excedente de gas presupuestado según lo establecido por el Plan GasAr.

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.

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 sucesivamente hasta ponerse en vigencia un esquema de distanciamiento social, preventivo y obligatorio. 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

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SANTIAGO MARTÍNEZ TANOIRA Presidente

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

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

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 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.

A partir del mes de abril de 2021, frente a la continuidad de la pandemia y en un contexto de aumento sostenido de casos, el Gobierno Nacional estableció un conjunto de medidas generales de prevención y una clasificación de zonas de riesgo a partir de criterios epidemiológicos con el objetivo de disminuir la circulación del virus y así descomprimir el sistema de salud. En base a los indicadores de “razón” (aumento de casos en los últimos 14 días), “incidencia” (cantidad de casos sobre población) y “ocupación de camas de UTI” se establecieron 4 situaciones en relación al riesgo, que ordenaban las medidas de prevención en el territorio en zonas de: riesgo Bajo, Medio, Alto y de Alarma Epidemiológica y Sanitaria. De este modo, se establecieron parámetros de prevención comunes a todo el territorio nacional y nuevas medidas a partir de la clasificación establecida. Así, según como sea el riesgo epidemiológico y sanitario, los partidos o aglomerados urbanos tendrían diferentes restricciones en relación a los horarios de circulación y de los comercios.

Durante el mes de septiembre de 2021 el Gobierno Nacional anunció ciertas flexibilizaciones de las medidas sanitarias con efecto a partir del 1 de octubre de 2021 en la medida que fueran adoptadas por los gobiernos provinciales, Entre dichas medidas se destacan la no obligatoriedad del tapabocas al aire libre siempre y cuando no haya muchas personas juntas, habilitación de reuniones sociales sin límites de personas, aforo total en actividades económicas, industriales, comerciales, de servicios, religiosas, culturales, deportivas, recreativas y sociales y eventos masivos de más de mil personas con la mitad del aforo y protocolo específico. Asimismo, desde el 24 de septiembre se eliminó el aislamiento para los argentinos, residentes y extranjeros que vuelven del exterior por trabajo. En el mismo sentido, desde el 1 de octubre se elimina la cuarentena por cualquier motivo para los extranjeros de países limítrofes y desde el 1 de noviembre para los extranjeros del resto de los países. En todos los casos de viajes provenientes del exterior deben cumplirse determinadas condiciones relacionadas con esquema de vacunación y tests de PCR y antígenos.

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.

Si bien a la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados 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 intermedios condensados consolidados al 30 de septiembre de 2021.

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.

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

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 desarrollo, 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.
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 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.

32. HECHOS POSTERIORES

Resolución N° 1037/2021

La Sociedad se encuentra a la espera de las mencionadas instrucciones regulatorias a fin de cuantificar el impacto de la Resolución.

A la fecha de emisión de los presentes estados financieros intermedios condensados consolidados no han existido otros hechos posteriores significativos cuyo efecto sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones del Grupo al 30 de septiembre de 2021 o su exposición en nota a los presentes estados financieros intermedios condensados 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

De acuerdo con lo dispuesto en el artículo N° 294 de la Ley General de Sociedades N° 19.550, hemos efectuado una revisión de los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA (en adelante, mencionada indistintamente como “YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA” o “la Sociedad”) que incluyen el estado intermedio condensado consolidado de situación financiera al 30 de septiembre de 2021, el estado intermedio condensado consolidado de resultados integrales, el estado intermedio condensado consolidado de cambios en el patrimonio y el estado intermedio condensado consolidado de flujo de efectivo correspondientes al período de nueve meses finalizado en esa fecha y la información complementaria contenida en notas 1 a 32.
El Directorio de la Sociedad es responsable de la preparación y presentación razonable de los estados financieros intermedios condensados 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) y, por lo tanto, es responsable por la preparación y presentación de los estados financieros intermedios condensados consolidados mencionados en el primer párrafo de acuerdo con la Norma Internacional de Contabilidad 34 “Información Financiera Intermedia” (“NIC 34”). Nuestra responsabilidad consiste en expresar una conclusión basada en la revisión que hemos realizado con el alcance detallado en el apartado 3 del presente informe.
Nuestra revisión fue realizada de acuerdo con normas de sindicatura vigentes y consistió en verificar la congruencia de la información significativa contenida en los documentos mencionados en el párrafo 1 del presente 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 tenido en cuenta el informe de revisión de fecha 8 de noviembre de 2021 de los auditores externos de la Sociedad, Deloitte & Co. S.A. No hemos evaluado los criterios empresarios de administración, financiación, comercialización y explotación, dado que esas cuestiones son de incumbencia exclusiva del Directorio y de la Asamblea. Consideramos que nuestro trabajo y el informe de los auditores independientes nos brindan una base razonable para fundamentar nuestro informe.
En lo que es materia de nuestra competencia sobre la base de nuestra revisión y del informe de los auditores independientes, ambos mencionados en el párrafo 3 de este informe, no hemos tomado conocimiento de ninguna modificación significativa que deba hacerse a los estados financieros intermedios condensados consolidados de YPF ENERGÍA ELÉCTRICA SOCIEDAD ANÓNIMA, identificados en el primer párrafo del presente informe, para que estén presentados de acuerdo con la NIC 34.
Sin modificar nuestra conclusión, queremos enfatizar la información contenida en la nota 31 a los estados financieros intermedios condensados consolidados adjuntos, que describe los efectos negativos que la pandemia de COVID-19 podría tener en los próximos meses sobre las actividades operativas y financieras de la Sociedad.

De acuerdo con el informe de revisión de los auditores independientes, las cifras de los estados financieros intermedios condensados consolidados mencionados en el primer párrafo de este informe surgen de aplicar los procedimientos de consolidación establecidos por las NIIF a partir de los estados financieros intermedios condensados individuales de las sociedades que integran el grupo económico, las que se detallan en la Nota 10 a los estados financieros intermedios condensados individuales de la Sociedad. Los estados financieros intermedios condensados individuales de la Sociedad surgen de sus registros contables que, en sus aspectos formales, han sido llevados de conformidad con las disposiciones legales vigentes.
En el ejercicio del control de legalidad que nos compete hemos aplicado los procedimientos que consideramos necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto por la Ley General de Sociedades Nº 19.550 respecto de las competencias de este cuerpo.

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 8 de noviembre de 2021.

LUIS RODOLFO BULLRICH Por Comisión Fiscalizadora

AI assistant

YPF S.A. — Interim / Quarterly Report 2021

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YPF ENERGÍA ELÉCTRICA S.A.

RESEÑA INFORMATIVA AL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021

1. COMENTARIOS GENERALES

1.1. CARACTERÍSTICAS DE LA SOCIEDAD

1.2. SITUACIÓN Y CONTEXTO MACROECONÓMICO

1.2.1. PRINCIPALES VARIABLES

1.2.2. MERCADO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Demanda

Capacidad instalada

Generación:

Importaciones y exportaciones:

Costos y precios

1.2.3. PRINCIPALES ASPECTOS REGULATORIOS

1.3. COMPARACIÓN DE RESULTADOS

1.3.1. PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2021 VS. PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2020

Resultado neto:

Resultado integral:

Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

1.3.2. TERCER TRIMESTRE 2021 VS. TERCER TRIMESTRE 2020

Resultado neto:

Resultado integral:

Principales variaciones en la Generación y Aplicación de Fondos

2. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL

3. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE RESULTADOS

4. SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA DE FLUJOS DE EFECTIVO

5. DATOS ESTADÍSTICOS

6. ÍNDICES

7. PRINCIPALES LOGROS DEL PERÍODO Y PERSPECTIVAS

8. IMPACTO DE LA PANDEMIA GENERADA POR EL COVID-19

INFORME DE REVISIÓN DE LOS AUDITORES INDEPENDIENTES SOBRE ESTADOS FINANCIEROS CONDENSADOS DE PERÍODOS INTERMEDIOS

Informe sobre los estados financieros intermedios condensados consolidados

2. Responsabilidad del Directorio en relación con los estados financieros intermedios condensados consolidados

3. Responsabilidad de los auditores

4. Conclusión

Informe sobre otros requerimientos legales y reglamentarios

CONTENIDO

GLOSARIO DE TÉRMINOS

INFORMACIÓN LEGAL

Domicilio legal

Ejercicio económico

Actividad principal de la Sociedad

Clave Única de Identificación Tributaria (“CUIT”):

Inscripción en el Registro Público

Número de registro en la IGJ

Fecha de finalización del Contrato Social

Composición del Capital Social

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1. INFORMACIÓN GENERAL Y ACTIVIDAD PRINCIPAL DE LA SOCIEDAD

Información general

Estructura y organización del Grupo económico

2.1. Bases de presentación

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2.2. Resumen de las políticas contables significativas

Clasificación de intereses comerciales en el estado de resultados integrales:

2.3. Moneda funcional y de presentación

2.4. Juicios, estimaciones y supuestos contables significativos

2.5. NIIF emitidas

• Enmiendas de alcance limitado a las NIIF

Definición de Estimaciones contables (Modificaciones a la NIC 8)

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

3. ESTACIONALIDAD DE LAS OPERACIONES

4. ADQUISICIONES Y DISPOSICIONES

5. ADMINISTRACIÓN DEL RIESGO FINANCIERO

6. INSTRUMENTOS FINANCIEROS POR CATEGORÍA

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Activos financieros

Pasivos financieros

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7. INFORMACIÓN CUANTITATIVA Y CUALITATIVA SOBRE VALORES RAZONABLES

Determinación del valor razonable

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