GENERACIÓN MEDITERRÁNEA S.A.
PROSPECTO DE PROGRAMA
GENERACIÓN MEDITERRÁNEA S.A.
PROGRAMA GLOBAL DE EMISIÓN DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES) POR HASTA U$S 400.000.000 (O SU EQUIVALENTE EN OTRAS MONEDAS O UNIDADES DE VALOR)
El presente prospecto (el “Prospecto”) corresponde al programa de obligaciones negociables simples (no convertibles en acciones) por hasta U$S 400.000.000 (Dólares Estadounidenses cuatrocientos millones) (o su equivalente en otras monedas o unidades de valor) (el “Programa”) de Generación Mediterránea S.A. (“GEMSA”, la “Sociedad”, la “Emisora” o la “Compañía”, indistintamente), en el marco del cual ésta podrá, conforme con la Ley Nº 23.576 de Obligaciones Negociables y sus modificatorias y actualizaciones (la “Ley de Obligaciones Negociables”) y demás normas vigentes, emitir obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante y con o sin garantía de terceros y/o con recurso limitado y exclusivo a determinados activos de la Sociedad (las “Obligaciones Negociables”). El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder de U$S 400.000.000, o su equivalente en otras monedas o unidades de valor.
Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases con términos y condiciones específicos diferentes entre las Obligaciones Negociables de las distintas clases, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones específicos que las demás Obligaciones Negociables de la misma clase, y aunque las Obligaciones Negociables de las distintas series podrán tener diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las Obligaciones Negociables de una misma serie siempre tendrán las mismas fechas de emisión y precios de emisión.
La Emisora podrá destinar los fondos provenientes de la emisión de cada Serie o Clase de Obligaciones Negociables, en cumplimiento del artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y en virtud de los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociales, Verdes y Sustentables en Argentina” establecidos en el art. 4.5 del Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de la CNV, al financiamiento proyectos o actividades con fines verdes y/o sociales (y sus gastos relacionados, tales como investigación y desarrollo), según se detalle en el Suplemento de Prospecto correspondiente.
La CNV no ha emitido juicio sobre el carácter Social, Verde y/o Sustentable que puedan tener las potenciales emisiones bajo el Programa. A tal fin, el órgano de administración se orientará por los “Lineamientos para la Emisión de Valores Negociables Sociables, Verdes y Sustentables en Argentina” contenidos en el Anexo III del Capítulo I del Título VI de las Normas de la CNV.
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Se podrá solicitar la admisión de cada Clase y/o Serie al régimen de listado de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para la negociación en el mercado Euro MTF, el mercado alternativo de la Bolsa de Valores de Luxemburgo, y para su listado en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (“BYMA”), y su negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. (“MAE”), según se especifique en los Suplementos correspondientes. No podremos garantizar, no obstante, que estas solicitudes sean aceptadas.
El monto, denominación, moneda, precio de emisión, los plazos y las formas de amortización, junto con los demás términos y condiciones aplicables a cualquier clase y/o serie de las Obligaciones Negociables
serán los que se especifiquen en los suplementos de precio correspondientes a cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables (dichos suplementos de precio, los “Suplementos” o los “Suplementos de Precio”). Los plazos siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos que permitan las normas vigentes. Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Los intereses serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en los Suplementos correspondientes.
La Emisora no se encuentra registrada como emisora frecuente bajo la normativa aplicable de la Comisión
Nacional de Valores (la “CNV”).
La Emisora ha optado que el Programa no cuente con calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, la Emisora podrá optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa y, en su caso, informará la calificación otorgada en los Suplementos correspondientes. En caso que la Emisora opte por calificar una o más clases y/o series de Obligaciones Negociables, las mismas contarán solamente con una calificación de riesgo a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes.
FIX SCR S.A. Agente de Calificación de Riesgo (afiliada x Xxxxx Ratings) (“FIX”) en su informe de fecha 30 de diciembre de 2021, confirmó en A-(arg) la calificación de emisora de largo plazo de la Sociedad y asignó Perspectiva Estable. Asimismo, en su informe de fecha 2 de diciembre de 2021 c confirmó la calificación de corto plazo en A2(arg). Ambos informes pueden ser consultados en xxxxx://xxx.xxxxxx.xxx/xxxxxx/xxxx?xxxxxxxxxxx&xxx000.
Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar los factores de riesgo que se describen en la sección “Factores de Riesgo” del presente y el resto de la información contenida en el presente Prospecto y de los correspondientes Suplementos.
Oferta pública autorizada por Resolución Nº 18.649 de fecha 00 xx xxxx xx 0000 xx xx XXX. El aumento del monto del Programa hasta XxX000.000.000 (x su equivalente en otra moneda o unidades de valor), las modificaciones de los términos y condiciones fue autorizado a través de la Resolución Nº DI-2021-31-APN-GE#CNV con fecha 4 de julio de 2021. El aumento de monto de Programa de U$S250.000.000 a XxX000.000.000 (x su equivalente en otra moneda o unidades de valor), la prórroga del Programa, y la actualización de la información comercial, contable y financiera fueron autorizados por Resolución Nº 21.632 con fecha 17 de febrero de 2022. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad del directorio y, en lo que les atañe, del órgano de fiscalización de la Sociedad y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Ley Nº 26.831 (con sus modificatorias y reglamentarias, incluyendo sin limitación la Ley N°27.440 y el Decreto Nº 471/2018, la “Ley N° 26.831” o la “Xxx xx Xxxxxxx de Capitales”). El directorio manifiesta, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de la Sociedad y de toda aquélla que deba ser de conocimiento del público inversor con relación al Programa, conforme las normas vigentes.
La Emisora manifiesta, con carácter de declaración jurada que, a su xxxx saber y entender, sus beneficiarios finales, y las personas humanas y/o jurídicas que tienen como mínimo el veinte por ciento (20%) de su capital o de los derechos a voto o, que por otros medios ejercen el control final, directo o indirecto sobre la misma, no registran condenas por delitos xx xxxxxx de activos y/o financiamiento del terrorismo y no
figuran en las listas de terroristas y organizaciones terroristas emitidas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas.
GEMSA |
CUIT: 30-68243472-0 |
x00 00 0000-0000 |
Xx. Xxxxxxx X. Xxxx 000 – Piso 14 – Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx - Xxxxxxxxx |
El presente Prospecto se encuentra a disposición de los interesados en el domicilio de la Compañía ubicado en Xx. Xxxxxxx X. Xxxx 000 – Piso 14, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, de lunes a viernes de 10 a 15 hs, así como en la página web de la Emisora (xxx.xxxxxxxx.xxx.xx). Asimismo, los estados financieros correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, se encuentran a disposición del público inversor en el Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (“BYMA”) o en la página web de la CNV (www.argentina.gob/CNV), en el ítem “Información Financiera”.
La fecha de este Prospecto es 21 de febrero de 2022.
ÍNDICE
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES 5
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA REFERENTE A LAVADO DE ACTIVOS 8
PANDEMIA A NIVEL MUNDIAL POR EL BROTE DE “CORONAVIRUS” 16
NOTIFICACIÓN A LOS AGENTES XXX XXXX 17
PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN CONTABLE 18
DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS 26
RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIBALES
............................................................................................................................................................ 28
POLÍTICAS DE LA EMISORA 134
INFORMACIÓN SOBRE LOS DIRECTORES O ADMINISTRADORES, GERENTES, PROMOTORES, MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN, DEL CONSEJO DE VIGILANCIA Y COMITÉ DE AUDITORÍA (TITULARES Y SUPLENTES) 138
DE LA OFERTA, EL LISTADO Y LA NEGOCIACIÓN 148
ESTRUCTURA DE LA EMISORA, ACCIONISTAS O SOCIOS Y PARTES RELACIONADAS .167 ACTIVOS FIJOS Y SUCURSALES DE LA EMISORA 172
ANTECEDENTES FINANCIEROS 173
INFORMACIÓN ADICIONAL 211
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES
ANTES DE TOMAR DECISIONES DE INVERSIÓN RESPECTO DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, EL PÚBLICO INVERSOR DEBERÁ CONSIDERAR LOS FACTORES DE RIESGO QUE SE DESCRIBEN EN “FACTORES DE RIESGO” DEL PRESENTE PROSPECTO Y EL RESTO DE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN ÉL, ASÍ COMO TAMBIÉN AQUELLA INFORMACIÓN INCLUIDA EN LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES (COMPLEMENTADOS, EN SU CASO, POR LOS AVISOS, ACTUALIZACIONES Y/O SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES). ESTE PROSPECTO, LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES Y TODA OTRA INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA QUE DEBA SER PUESTA A DISPOSICIÓN DEL INVERSOR CONFORME LAS NORMAS VIGENTES PODRÁ SER OBTENIDA EN LA PÁGINA WEB DE LA EMISORA (XXX.XXXXXXXX.XXX.XX) O EN LA PÁGINA WEB DE LA CNV (WWW.ARGENTINA.GOB/CNV)
AL TOMAR DECISIONES DE INVERSIÓN RESPECTO DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, EL PÚBLICO INVERSOR DEBERÁ BASARSE EN SU PROPIO ANÁLISIS DE LA COMPAÑÍA, DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, Y DE LOS BENEFICIOS Y RIESGOS INVOLUCRADOS. EL CONTENIDO DE ESTE PROSPECTO Y/O DE LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES NO DEBE SER INTERPRETADO COMO ASESORAMIENTO LEGAL, COMERCIAL, FINANCIERO, CAMBIARIO, IMPOSITIVO Y/O DE OTRO TIPO. EL PÚBLICO INVERSOR DEBERÁ CONSULTAR CON SUS PROPIOS ASESORES RESPECTO DE LOS ASPECTOS LEGALES, COMERCIALES, FINANCIEROS, CAMBIARIOS, IMPOSITIVOS Y/O DE OTRO TIPO RELACIONADOS CON SU INVERSIÓN EN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES.
NO SE HA AUTORIZADO A NINGÚN AGENTE COLOCADOR Y/O CUALQUIER OTRA PERSONA A BRINDAR INFORMACIÓN Y/O EFECTUAR DECLARACIONES RESPECTO DE LA COMPAÑÍA Y/O DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES QUE NO ESTÉN CONTENIDAS EN EL PRESENTE PROSPECTO Y/O EN LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES, Y, SI SE BRINDARA Y/O EFECTUARA, DICHA INFORMACIÓN Y/O DECLARACIONES NO PODRÁN SER CONSIDERADAS AUTORIZADAS Y/O CONSENTIDAS POR LA COMPAÑÍA Y/O LOS CORRESPONDIENTES AGENTES COLOCADORES.
NI ESTE PROSPECTO NI LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES CONSTITUYEN O CONSTITUIRÁN UNA OFERTA DE VENTA Y/O UNA INVITACIÓN A FORMULAR OFERTAS DE COMPRA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN AQUELLAS JURISDICCIONES EN QUE LA REALIZACIÓN DE DICHA OFERTA Y/O INVITACIÓN NO FUERA PERMITIDA POR LAS NORMAS VIGENTES. EL PÚBLICO INVERSOR DEBERÁ CUMPLIR CON TODAS LAS NORMAS VIGENTES EN CUALQUIER JURISDICCIÓN EN QUE COMPRARA, OFRECIERA Y/O VENDIERA LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES Y/O EN LA QUE POSEYERA, CONSULTARA Y/O DISTRIBUYERA ESTE PROSPECTO Y/O LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES, Y DEBERÁ OBTENER LOS CONSENTIMIENTOS, LAS APROBACIONES Y/O LOS PERMISOS PARA LA COMPRA, OFERTA Y/O VENTA DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES REQUERIDOS POR LAS NORMAS VIGENTES EN CUALQUIER JURISDICCIÓN A LA QUE SE ENCONTRARAN SUJETOS Y/O EN LA QUE REALIZARAN DICHAS COMPRAS, OFERTAS Y/O VENTAS. NI LA COMPAÑÍA NI LOS CORRESPONDIENTES AGENTES COLOCADORES TENDRÁN RESPONSABILIDAD ALGUNA POR INCUMPLIMIENTOS A LAS MENCIONADAS NORMAS.
EL PRESENTE PROSPECTO SERÁ PUBLICADO EN TODOS LOS MEDIOS INFORMÁTICOS DE AQUELLOS MERCADOS EN LOS CUALES SEAN LISTADAS LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES.
LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL PRESENTE PROSPECTO CORRESPONDE A LA FECHA CONSIGNADA EN EL MISMO Y PODRÁ SUFRIR CAMBIOS EN EL FUTURO. NI LA ENTREGA DE ESTE PROSPECTO NI LA VENTA DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN VIRTUD DEL MISMO, IMPLICARÁ, BAJO NINGUNA CIRCUNSTANCIA, QUE NO SE HAN PRODUCIDO CAMBIOS EN LA INFORMACIÓN INCLUIDA EN EL PROSPECTO O EN LA SITUACIÓN ECONÓMICA O FINANCIERA DE LA COMPAÑÍA CON POSTERIORIDAD A LA FECHA DEL PRESENTE.
LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN ESTE PROSPECTO CON RESPECTO A LA SITUACIÓN POLÍTICA, LEGAL Y ECONÓMICA DE ARGENTINA HA SIDO OBTENIDA XX XXXXXXX GUBERNAMENTALES Y OTRAS FUENTES PÚBLICAS Y LA COMPAÑÍA NO ES RESPONSABLE DE SU VERACIDAD. NO PODRÁ CONSIDERARSE QUE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL PRESENTE PROSPECTO CONSTITUYA UNA PROMESA O GARANTÍA DE DICHA VERACIDAD, YA SEA CON RESPECTO AL PASADO O AL FUTURO.
LOS AGENTES QUE PARTICIPEN EN LA ORGANIZACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA COLOCACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, UNA VEZ QUE LAS MISMAS INGRESEN EN LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA, PODRÁN REALIZAR OPERACIONES DESTINADAS A ESTABILIZAR EL PRECIO XX XXXXXXX DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, ÚNICAMENTE A TRAVÉS DE LOS SISTEMAS INFORMÁTICOS DE NEGOCIACIÓN BAJO SEGMENTOS QUE ASEGUREN LA PRIORIDAD PRECIO TIEMPO Y POR INTERFERENCIA DE OFERTAS, GARANTIZADOS POR EL MERCADO Y/O LA CÁMARA COMPENSADORA EN SU CASO, TODO ELLO CONFORME CON EL ARTÍCULO 12, SECCIÓN IV, CAPÍTULO IV, TÍTULO VI DE LAS NORMAS DE LA CNV (SEGÚN SE DEFINE MÁS ADELANTE) Y DEMÁS NORMAS VIGENTES (LAS CUALES PODRÁN SER SUSPENDIDAS Y/O INTERRUMPIDAS EN CUALQUIER MOMENTO). DICHAS OPERACIONES DEBERÁN AJUSTARSE A LAS SIGUIENTES CONDICIONES: (I) NO PODRÁN EXTENDERSE MÁS ALLÁ DE LOS PRIMEROS 30 DÍAS CORRIDOS DESDE EL PRIMER DÍA EN EL CUAL SE HAYA INICIADO LA NEGOCIACIÓN SECUNDARIA DE LAS CORRESPONDIENTES OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN EL MERCADO; (II) SÓLO PODRÁN REALIZARSE OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN DESTINADAS A EVITAR O MODERAR ALTERACIONES BRUSCAS EN EL PRECIO AL CUAL SE NEGOCIEN LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES; (III) NINGUNA OPERACIÓN DE ESTABILIZACIÓN QUE SE REALICE EN EL PERÍODO AUTORIZADO PODRÁ EFECTUARSE A PRECIOS SUPERIORES A AQUELLOS A LOS QUE SE HAYAN NEGOCIADO LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EN CUESTIÓN EN LOS MERCADOS AUTORIZADOS, EN OPERACIONES ENTRE PARTES NO VINCULADAS CON LA ORGANIZACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COLOCACIÓN; Y (IV) LOS AGENTES QUE REALICEN OPERACIONES EN LOS TÉRMINOS ANTES INDICADOS, DEBERÁN INFORMAR A LOS MERCADOS LA INDIVIDUALIZACIÓN DE LAS MISMAS. LOS MERCADOS DEBERÁN INDIVIDUALIZAR COMO TALES Y HACER PÚBLICAS LAS OPERACIONES DE ESTABILIZACIÓN, YA FUERE EN CADA OPERACIÓN INDIVIDUAL O AL CIERRE DIARIO DE LAS OPERACIONES.
EN CASO QUE LA SOCIEDAD SE ENCONTRARA SUJETA A PROCESOS JUDICIALES DE QUIEBRA, CONCURSO PREVENTIVO, ACUERDOS PREVENTIVOS EXTRAJUDICIALES Y/O SIMILARES, LAS NORMAS VIGENTES QUE REGULAN LAS OBLIGACIONES
NEGOCIABLES (INCLUYENDO, SIN LIMITACIÓN, LAS DISPOSICIONES DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES), Y LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES, ESTARÁN SUJETOS A LAS DISPOSICIONES PREVISTAS POR LAS LEYES DE QUIEBRA, CONCURSOS, ACUERDOS PREVENTIVOS EXTRAJUDICIALES Y/O SIMILARES Y/O DEMÁS NORMAS VIGENTES QUE SEAN APLICABLES. PARA MAYOR INFORMACIÓN, VÉASE “FACTORES DE RIESGO – RIESGOS RELACIONADOS CON LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES – EN CASO DE CONCURSO PREVENTIVO O ACUERDO PREVENTIVO EXTRAJUDICIAL LOS TENEDORES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES EMITIRÁN SU VOTO EN FORMA DIFERENTE A LOS DEMÁS ACREEDORES QUIROGRAFARIOS” EN EL PRESENTE PROSPECTO.
EN LO QUE RESPECTA A LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL PROSPECTO, LA COMPAÑÍA TENDRÁ LAS OBLIGACIONES Y RESPONSABILIDADES QUE IMPONEN LOS ARTÍCULOS 119 Y 120 DE LA LEY 26.831. EL ARTÍCULO 119 ESTABLECE QUE LOS EMISORES DE VALORES NEGOCIABLES, JUNTAMENTE CON LOS INTEGRANTES DE LOS ÓRGANOS DE ADMINISTRACIÓN Y FISCALIZACIÓN, ESTOS ÚLTIMOS EN MATERIA DE SU COMPETENCIA, Y EN SU CASO LOS OFERENTES DE LOS VALORES NEGOCIABLES CON RELACIÓN A LA INFORMACIÓN VINCULADA A LOS MISMOS, Y LAS PERSONAS QUE FIRMEN EL PROSPECTO DE UNA EMISIÓN DE VALORES NEGOCIABLES, SERÁN RESPONSABLES DE TODA LA INFORMACIÓN INCLUIDA EN LOS PROSPECTOS POR ELLOS REGISTRADOS ANTE LA CNV. ASIMISMO, DE CONFORMIDAD CON EL ARTÍCULO 120 DE DICHA LEY, LAS ENTIDADES Y AGENTES INTERMEDIARIOS EN EL MERCADO QUE PARTICIPEN COMO ORGANIZADORES O COLOCADORES EN UNA OFERTA PÚBLICA DE VENTA O COMPRA DE VALORES NEGOCIABLES DEBERÁN REVISAR DILIGENTEMENTE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN LOS PROSPECTOS DE LA OFERTA. LOS EXPERTOS O TERCEROS QUE OPINEN SOBRE CIERTAS PARTES DEL PROSPECTO SÓLO SERÁN RESPONSABLES POR LA PARTE DE DICHA INFORMACIÓN SOBRE LA QUE HAN EMITIDO OPINIÓN.
LOS DIRECTORES Y SÍNDICOS DEL EMISOR SON ILIMITADA Y SOLIDARIAMENTE RESPONSABLES POR LOS PERJUICIOS QUE LA VIOLACIÓN DE LAS DISPOSICIONES DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES PRODUZCA A LOS OBLIGACIONISTAS, ELLO ATENTO LO DISPUESTO EN EL ARTÍCULO 34 DE LA LEY DE OBLIGACIONES NEGOCIABLES.
TODA PERSONA QUE SUSCRIBA LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES RECONOCE QUE SE LE HA BRINDADO LA OPORTUNIDAD DE SOLICITAR A LA COMPAÑÍA, Y DE EXAMINAR, Y HA RECIBIDO Y EXAMINADO, TODA LA INFORMACIÓN ADICIONAL QUE CONSIDERÓ NECESARIA PARA VERIFICAR LA EXACTITUD DE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL PRESENTE, Y/O PARA COMPLEMENTAR TAL INFORMACIÓN.
EN CASO QUE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES SEAN OFRECIDAS FUERA DE LA ARGENTINA, LA COMPAÑÍA PODRÁ PREPARAR VERSIONES EN INGLÉS DEL PRESENTE PROSPECTO Y/O DE LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES A LOS FINES DE SU DISTRIBUCIÓN FUERA DE LA ARGENTINA. DICHAS VERSIONES EN INGLÉS CONTENDRÁN SOLAMENTE INFORMACIÓN CONTENIDA EN EL PRESENTE PROSPECTO Y/O EN LOS SUPLEMENTOS CORRESPONDIENTES (COMPLEMENTADOS Y/O MODIFICADOS, EN SU CASO, POR LOS AVISOS, ACTUALIZACIONES Y/O DEMÁS DOCUMENTOS CORRESPONDIENTES).
NOTIFICACIÓN A LOS INVERSORES SOBRE NORMATIVA REFERENTE A LAVADO DE ACTIVOS
El concepto xx xxxxxx de activos se usa generalmente para denotar transacciones cuyo objetivo es introducir fondos provenientes de actividades ilícitas en el sistema institucionalizado y así transformar ganancias por actividades ilegales en activos de origen aparentemente legítimo.
El 13 xx xxxxx de 2000, el Congreso Nacional aprobó la Ley Nº 25.246 (modificada posteriormente entre otras por las Leyes N° 26.087, N° 26.119, N° 26.268, N° 26.683, Nº 26.733, Nº 26.734 y Decreto N° 27/2018, la “Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos”), que crea la Unidad de Información Financiera (“UIF”) establece un régimen penal administrativo, reemplaza a varios artículos del Código Penal argentino y tipifica el lavado de activos como un delito que se comete cuando una persona convierte, transfiere, administra, vende, grava, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado bienes provenientes de un acto ilícito penal, con la consecuencia posible de que el origen de los bienes originarios o subrogados, adquieran la apariencia de un origen lícito, y, siempre que su valor supere la suma de $ 300.000, sea en un solo acto o por la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí. El Código Penal argentino también sanciona a quien recibiera dinero u otros bienes de origen delictivo con el fin de hacerlos aplicar en una operación que les de la apariencia posible de un origen lícito.
Además, como fuera mencionado, la Ley de Prevención xx Xxxxxx de Activos creó la UIF, que actúa bajo la órbita del Ministerio de Economía de la Nación, y a quien se le encargó el tratamiento y la transmisión de información a los efectos de prevenir e impedir el lavado de activos provenientes de:
• Delitos relacionados con el tráfico y comercialización ilícita de estupefacientes (Ley N° 23.737);
• Delitos de contrabando xx xxxxx y contrabando de estupefacientes (Ley N° 22.415);
• Delitos relacionados con las actividades de una asociación ilícita calificada en los términos del artículo 210 bis del Código Penal o de una asociación ilícita terrorista en los términos del artículo 213 ter del Código Penal;
• Delitos cometidos por asociaciones ilícitas (artículo 210 del Código Penal) organizadas para cometer delitos por fines políticos o raciales;
• Delitos de fraude contra la Administración Pública (artículo 174 inciso 5º del Código Penal);
• Delitos contra la Administración Pública previstos en los Capítulos VI, VII, IX y IX bis del Título XI del Libro Segundo del Código Penal;
• Delitos de prostitución de menores y pornografía infantil, previstos en los artículos 125, 125 bis, 127 bis y 128 del Código Penal;
• Delitos de financiación del terrorismo (artículo 213 quáter del Código Penal);
• Extorsión (artículo 168 del Código Penal);
• Delitos previstos en la ley 24.769; y
• Trata de personas y el delito de financiación del terrorismo (artículos 41 quinquies y 306 del Código Penal).
A su vez, la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos, en su artículo 20, estableció un régimen de sujetos obligados a informar a la UIF en materia de prevención xxx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo, en virtud de las características de sus actividades y la industria en la cuales se desempeñan (los “Sujetos Obligados”).
En línea con la práctica internacionalmente aceptada, la mencionada ley no atribuye la responsabilidad de controlar estas transacciones delictivas sólo a los organismos del Gobierno Nacional, sino que también asigna determinadas obligaciones a diversas entidades del sector privado tales como bancos, agentes autorizados por la CNV y compañías de seguro. Estas obligaciones consisten básicamente en funciones de captación de información y suministro de información canalizada por la UIF.
Las entidades financieras que se encuentran bajo la órbita del Banco Central República Argentina (el “BCRA” o el “Banco Central”, de forma indistinta) así como el resto de los Sujetos Obligados deben informar a UIF sobre cualquier transacción sospechosa o inusual, o transacciones que carezcan de justificación económica o legal, o que sean innecesariamente complejas. Además, dichos Sujetos Obligados deben establecer e implementar pautas y procedimientos internos para transacciones inusuales o sospechosas.
Por dicha razón, podría ocurrir que uno o más participantes en el proceso de colocación y emisión de las Obligaciones Negociables se encuentren obligados a recolectar información vinculada con los suscriptores de Obligaciones Negociables e informarla a las autoridades, como ser aquellas que parezcan sospechosas o inusuales, o a las que les falten justificación económica o jurídica, o que sean innecesariamente complejas, ya sean realizadas en oportunidades aisladas o en forma reiterada.
Los agentes colocadores (en caso de ser entidades financieras) cumplirán con todas las reglamentaciones aplicables sobre prevención xxx xxxxxx de activos establecidas por el BCRA y la UIF.
En línea la Ley de Prevención xx Xxxxxx de Activos, mediante la Resolución 11/2011, la UIF aprobó la nómina de quienes deben ser considerados personas políticamente expuestas políticamente (“PEP”) en Argentina, la cual deberá ser tenida en cuenta por los Sujetos Obligados. Dicha nómina, fue modificada posteriormente por la Resolución UIF 52/2012, la cual redefine el concepto de PEP, estableciendo que un PEP debe desempeñar funciones prominentes, por lo que su definición no persigue cubrir a individuos que detenten en un rango medio o subalterno respecto de las categorías anteriores. En noviembre de 2018, la UIF aprobó la Resolución UIF Nº 134/2018, que actualizó la lista de PEP en Argentina, teniendo en cuenta las funciones que desempeñaron en el presente o en el pasado, y su relación por cercanía o afinidad con terceros que desempeñan o han desempeñado dichas funciones. Asimismo, durante el año 2019 la UIF emitió la Resolución 15/2019, modificando nuevamente la nómina de PEP y la Resolución 128/2019, que estableció que las PEP extranjeras serán consideradas de alto riesgo y por lo tanto objeto de medidas de debida diligencia reforzada, con algunas excepciones.
Por otro lado, las normas del BCRA requieren que las entidades financieras, al igual que el resto de los Sujetos Obligados, tomen ciertas precauciones mínimas para impedir el lavado de activos. Cada entidad debe designar un funcionario administrativo de máximo nivel como la persona responsable de la prevención xxx xxxxxx de activos a cargo de centralizar cualquier información que el BCRA pueda requerir de oficio o a pedido de cualquier autoridad competente. Asimismo, este funcionario u otra persona que dependa del gerente general, el directorio, o autoridad competente, será responsable de la instrumentación, rastreo, y control de los procedimientos internos para asegurar el cumplimiento de las reglamentaciones.
Además, las entidades financieras, en su carácter de Sujetos Obligados, deben informar cualquier transacción que parezca sospechosa o inusual, o a la que le falte justificación económica o jurídica, o que sea innecesariamente compleja, ya sea realizada en oportunidades aisladas o en forma reiterada. En julio
de 2001, el Banco Central publicó una lista de jurisdicciones “no cooperadoras” para que las entidades
financieras prestaran especial atención a las transacciones a y desde tales áreas.
Asimismo, la Resolución Nº 229/2011 de la UIF (tal como hubiera sido modificada por las Resoluciones XXX Xx 000/0000, 3/2014, 104/2016 y reemplazada en su totalidad por la Resolución UIF N° 21/2018 con las modificaciones incorporadas por el Anexo II de la Resolución UIF Nº 156/2018) estableció ciertas medidas que los agentes autorizados por la CNV (los “Sujetos Obligados de la Resolución 229”), deberán observar para prevenir, detectar y reportar los hechos, actos, operaciones u omisiones que puedan provenir de la comisión de los delitos xx xxxxxx de activos y financiación del terrorismo en el mercado de capitales. Los Sujetos Obligados de la Resolución 229 deben seguir pautas generales acerca de la identificación del cliente (incluyendo la distinción entre clientes habituales, ocasionales e inactivos), la información a requerir, la documentación a conservar y los procedimientos para detectar y reportar operaciones sospechosas. Las principales obligaciones de los Sujetos Obligados de la Resolución Nº 229/2011 son las siguientes: a) la elaboración de un manual que establezca los mecanismos y procedimientos para la prevención xxx xxxxxx de activos y financiación del terrorismo; b) la designación de un oficial de cumplimiento; c) la implementación de auditorías periódicas; d) la capacitación del personal; e) la implementación de medidas que permitan a los Sujetos Obligados de la Resolución 229 consolidar electrónicamente las operaciones que realizan con los clientes, así como herramientas tecnológicas, que posibiliten analizar o monitorear distintas variables para identificar ciertos comportamientos y visualizar posibles operaciones sospechosas; f) la implementación de herramientas tecnológicas que permitan establecer de una manera eficaz los sistemas de control y prevención xx xxxxxx de activos y financiación del terrorismo; y g) la elaboración de registros de análisis y gestión de riesgo de las operaciones inusuales detectadas y aquellas que por haber sido consideradas sospechosas hayan sido reportadas.
Asimismo, el BCRA y la CNV también deben cumplir con las disposiciones de la Ley de Prevención xx Xxxxxx de Activos. A este respecto, las regulaciones de la CNV establecen que las entidades involucradas en la oferta pública de valores (que no sean emisores), incluidos, entre otros, los suscriptores de cualquier emisión primaria de valores, deben cumplir con los estándares establecidos por la UIF. En particular, deben cumplir con la obligación con respecto a la identificación del cliente y la información requerida, el mantenimiento de registros, las precauciones que se deben tomar para reportar operaciones sospechosas, políticas y procedimientos para prevenir el lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo. A su vez, los adquirentes de obligaciones negociables asumirán la obligación de aportar la información y documentación que se les requiera respecto del origen de los fondos utilizados para la suscripción y su legitimidad.
Desde el mes xx xxxxx de 2018, con el dictado de la Resolución Nº 21/2018 arriba citada, los Sujetos Obligados de la Resolución Nº 229 debieron comenzar a identificar y evaluar sus riesgos y en función de ello, adoptar medidas de administración y mitigación de los mismos, a fin de prevenir de manera más eficaz el lavado de activos. Por otro lado, según Anexo II de la Resolución UIF Nº 156/2018, cada Sujeto Obligado debe contar con políticas y procedimientos de “know your client”, los cuales se deben aplicar de acuerdo con la calificación de riesgo determinadas en base al modelo de riesgo implementado por el Sujeto Obligado. En consecuencia, se habilita a los mismos a implementar plataformas tecnológicas acreditadas que permitan llevar a cabo trámites a distancia, sin exhibición personal de la documentación, sin que ello condicione el cumplimiento de los deberes de debida diligencia. A su vez, se fijaron nuevos estándares para realizar las debidas diligencias de los clientes. Asimismo, contempló las nuevas categorías de agentes, al tiempo que incluyó su aplicación a los fideicomisos financieros con oferta pública, sus fiduciarios, fiduciantes y las personas físicas o jurídicas vinculadas directa o indirectamente con estos, derogando parcialmente la Resolución UIF Nº 140/12 sólo sobre tales sujetos, continuando vigentes las disposiciones de la misma para los restantes fideicomisos.
De acuerdo con el Anexo I de la Resolución UIF 154/2018 (que establece el mecanismo de supervisión e inspección de la UIF), tanto el BCRA como la CNV son considerados “Órganos de Contralor Específicos”. En tal carácter, deben colaborar con la UIF el cumplimiento de los procedimientos de prevención xx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo implementados por parte de los Sujetos Obligados sujetos a su control. A estos fines, están facultados a supervisar, monitorear e inspeccionar dichas entidades. La denegatoria, entorpecimiento u obstrucción de las inspecciones por parte de los Sujetos Obligados puede dar lugar sanciones por parte de la UIF, CNV o del BCRA. En agosto de 2018, mediante la resolución UIF 97/2018, se aprobó la reglamentación del deber de colaboración del BCRA con la UIF para adecuar las tareas de aquél a los parámetros establecidos en la resolución XXX Xx 00/00, conforme hubiera sido modificada, en relación a los procedimientos de supervisión de entidades financieras y cambiarias.
Por su parte, las Normas de la CNV disponen que los sujetos participantes en la oferta pública de títulos valores (distintos de entidades emisoras), incluyendo, entre otros, a personas físicas o jurídicas que intervengan como agentes colocadores de toda emisión primaria de valores negociables, deberán cumplir con las normas establecidas por la UIF para el sector mercado de capitales. En virtud de ello, los adquirentes de las Obligaciones Negociables asumirán la obligación de aportar la información y documentación que se les requiera respecto del origen de los fondos utilizados para la suscripción y su legitimidad.
Respecto de la Compañía, ésta debe identificar a cualquier persona, física o jurídica, que realice aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de capital o préstamos significativos, sea que tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, y deberá cumplir con los requisitos exigidos a los demás sujetos participantes en la oferta pública, por las normas de la UIF, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados.
Con fecha 14 de octubre de 2016 la UIF emitió la Resolución Nº 135/2016 dictando normas para fortalecer el intercambio de información internacional con organismos análogos con los que suscriba acuerdos o memorandos de entendimiento y a aquellos organismos públicos extranjeros que integren el Grupo Egmont de Unidades de Inteligencia Financiera o la Red de Recuperación de Activos del Grupo de Acción Financiera de Latinoamérica (GAFILAT).
Además, las Normas de la CNV establecen que las entidades bajo su órbita de control y fiscalización sólo podrán dar curso a operaciones en el ámbito de la oferta pública de valores negociables, contratos a término, futuros u opciones de cualquier naturaleza y otros instrumentos y productos financieros, cuando sean efectuadas u ordenadas por sujetos constituidos, domiciliados o que residan en dominios, jurisdicciones, territorios o Estados asociados que no sean considerados como No Cooperantes o de Alto Riesgo por el Grupo de Acción Financiera (“GAFI”).
En línea con lo expuesto, los agentes colocadores podrán solicitar, y los inversores deberán presentar a su simple requerimiento, toda la información y documentación que se les solicite, o que pudiera ser solicitada por los agentes colocadores correspondientes para el cumplimiento de las normas legales penales sobre lavado de activos, las normas xxx xxxxxxx de capitales que impiden y prohíben el lavado de activos emitidas por la UIF, y de las Normas de la CNV y/o el BCRA. La Compañía y los agentes colocadores correspondientes podrán rechazar manifestaciones de interés y/u órdenes de compra de no cumplirse con tales normas o requisitos, y dichos rechazos no darán derecho a reclamo alguno contra la Compañía y/o los agentes colocadores.
Si bien de conformidad con las Resoluciones Nº 121 y 229 de la UIF, conformide hubieran sido modificadas, las operaciones sospechosas xx xxxxxx de activos deben ser reportadas a la UIF en un plazo de ciento cincuenta (150) días corridos a partir de la operación realizada (o tentada), la Resolución N°
117/2019 de la UIF establece que los sujetos obligados deben reportar a la UIF todo hecho u operación sospechosa xx xxxxxx de activos dentro de los 30 días corridos desde que los hubieran calificado como tales, en tanto las operaciones sospechosas de financiación de terrorismo deben ser reportadas dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de la operación realizada (o tentada).
En 2016, mediante el Decreto Nº 360/2016, se creó el “Programa de Coordinación Nacional para el Combate xxx Xxxxxx de Activos y la Financiación del Terrorismo”, en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos otorgándosele la función de reorganizar, coordinar y fortalecer el sistema nacional anti lavado de activos y contra la financiación del terrorismo, en atención a los riesgos concretos que puedan tener impacto en el territorio nacional y a las exigencias globales de mayor efectividad en el cumplimiento de las obligaciones y recomendaciones internacionales establecidas por las Convenciones de las Naciones Unidas y los estándares del Grupo de Acción Financiera (“GAFI”), las cuales serán llevadas a cabo a través de un Coordinador Nacional designado al efecto; y se modificó la normativa vigente estableciendo que sea el Ministerio de Justicia y Derechos Humanos la autoridad central del Estado Nacional para realizar las funciones de coordinación interinstitucional de todos los organismos y entidades del sector público y privado con competencia en esta materia, reservando a la UIF la capacidad de realizar actividades de coordinación operativa en el orden nacional, provincial y municipal en lo estrictamente atinente a su competencia de organismo de información financiera. Posteriormente, en mayo de 2019 a través del Decreto Nº 331/2019 se creó el “Comité de Coordinación Para la Prevención y Lucha Contra el Lavado de Activos, la Financiación del Terrorismo y la Proliferación xx Xxxxx de Destrucción Masiva.
Por otra parte, en el marco del “Sistema voluntario y excepcional de declaración de tenencia de moneda nacional, extranjera y demás bienes en el país y en el exterior” establecido en la Ley 27.260 y su Decreto Reglamentario Nº 895/2016, la UIF emitió la Resolución Nº 92/2016, en virtud de la cual se estableció que los sujetos obligados debían implementar, a tales efectos un sistema de gestión de riesgos. Asimismo, en caso de detectarse operaciones sospechosas hasta el 31 xx xxxxx de 2017, en el contexto del mencionado régimen legal, deberán reportarlas en un apartado denominado “ROS SF”, en referencia al Reporte de Operación Sospechosa a darse en el marco del Régimen de Sinceramiento Fiscal. Dicho reporte deberá ser debidamente fundado y contener una descripción de las circunstancias por las cuales se considera que la operación tiene carácter de sospechosa, en el marco del régimen de sinceramiento fiscal, y revelar un adecuado análisis de la operatoria y el perfil del cliente (en este caso, no resultan necesarios los requerimientos referidos a información y documentación tributaria).
En septiembre de 2016, el BCRA emitió la Comunicación “A” 6060 por la que se fijó que en caso de clientes respecto de los cuales no se pudiera dar cumplimiento a la identificación y conocimiento conforme a la normativa vigente, se deberá efectuar un análisis con un enfoque basado en riesgo, en orden a evaluar la continuidad o no de la relación con el cliente. Los criterios y procedimientos a aplicar a este proceso deben ser descritos en los manuales internos de gestión del riesgo. Si es necesario iniciar el proceso de descontinuación de una transacción, será necesario observar los procedimientos y términos vigentes de las normas del Banco Central aplicables al (los) producto (s) contratado por el (los) cliente (s). Las partes obligadas deberán conservar, por un período de 10 años, los procedimientos escritos aplicados en cada caso respecto a la discontinuación de la transacción del cliente. Dicha Comunicación “A” 6060 fue dejada sin efecto por la Comunicación “A” 6355, mediante la cual se adecuaron las instrucciones operativas para el manejo de la información de las bases de datos de las normas sobre la materia, como consecuencia de lo establecido en la Comunicación "A" 6207, que dejó sin efecto las designaciones por nota en formato papel de una serie de responsables en entidades sujetas a la fiscalización del BCRA para diversos requerimientos de información. A su vez, se dispuso que las entidades sujetas a la fiscalización del BCRA deberían mantener a disposición del BCRA la documentación respaldatoria de las designaciones del oficial de cumplimiento ante la UIF. También se estableció que las designaciones de oficiales de cumplimiento titulares y suplentes, deberán ser comunicadas al BCRA por medio del régimen informativo pertinente. Por último, se estableció que los
representantes de entidades financieras del exterior no autorizadas para operar en el país deberán remitir al BCRA copia certificada de las designaciones de dichos funcionarios.
Asimismo, en noviembre de 2016, el Banco Central por medio de la Comunicación “A” 6094 estableció que también deben observarse las disposiciones de prevención xx xxxxxx de activos como de financiación de terrorismo por los representantes de entidades financieras del exterior no autorizadas para operar en el país.
Con fecha 14 de octubre de 2016 la UIF emitió la Resolución Nº 135/2016 dictando normas para fortalecer el intercambio de información internacional con organismos análogos con los que suscriba acuerdos o memorandos de entendimiento y a aquellos organismos públicos extranjeros que integren el Grupo Egmont de Unidades de Inteligencia Financiera o la Red de Recuperación de Activos del Grupo de Acción Financiera de Latinoamérica (GAFILAT).
El 11 de enero de 2017, la UIF dictó la Resolución Nº 4/2017, mediante la cual se establece que se deberán aplicar medidas de debida diligencia especial de identificación a inversores extranjeros y nacionales (los cuales para calificar como tales deben cumplir los requisitos establecidos por dicha norma) en la República Argentina al momento de solicitar la apertura a distancia de cuentas especiales de inversión.
En septiembre de 2017, la UIF publicó la resolución Nº 30-E/17, derogando la Resolución Nº 121 y estableciendo las nuevas pautas que las entidades financieras y cambiarias deben seguir en calidad de sujetos obligados legalmente a brindar información financiera bajo la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos, en base a las recomendaciones revisadas de GAFI del año 2012, a los fines de adoptar un enfoque basado en riesgos. La Resolución Nº 30-E/17 determina los elementos de cumplimiento mínimos que deben incluirse en un sistema para la prevención xxx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo, como un proceso de due diligence del cliente, programas de capacitación, monitoreo de operaciones, reporte de operaciones sospechosas y normativa de incumplimiento, entre otros elementos.
En agosto de 2018, mediante la resolución UIF 97/2018, se aprobó la reglamentación del deber de colaboración del BCRA con la UIF en pos de adecuar el mismo a los nuevos parámetros establecidos en la resolución XXX Xx 00-X/00 para los procedimientos de supervisión de entidades financieras y cambiarias.
El 26 de diciembre de 2018, la UIF publicó la resolución UIF 154/2018, mediante la cual modificó los procedimientos de supervisión vigentes por nuevos diseños que se adapten y sean conformes a los estándares internacionales promovidos por el GAFI, los cuales deben aplicarse sobre de conformidad con enfoque basado en riesgo. En consecuencia, la UIF aprobó su "Procedimiento de Supervisión Basado en Riesgos de la Unidad de información financiera", derogando las disposiciones de los Anexos II, III y IV de la resolución UIF 104/2010, el artículo 7º y las disposiciones de los Anexos V y VI de la resolución UIF 165/2011 y del Anexo III de la resolución UIF 229/2014.
A través de la Resolución UIF 156/2018, de fecha 28 de diciembre de 2018, se aprobaron los textos ordenados de la Resolución UIF 30-E/2017, Resolución UIF 21/2018 y Resolución UIF 28/2018, en los términos del Decreto 891/2017 de Buenas Prácticas en Materia de Simplificación. A través de la RES UIF 156/18 se modificaron y reordenaron las medidas, procedimientos y controles que los sujetos obligados enumerados en dichas resoluciones deben adoptar y aplicar para gestionar el riesgo de ser utilizadas por terceros con objetivos criminales xx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo. Se establece, asimismo, que dichos sujetos obligados deberán establecer un cronograma de digitalización de los legajos de clientes prexistentes, teniendo en consideración el riesgo que estos presenten.
En julio de 2019, mediante el Decreto N° 489/2019, el Poder Ejecutivo creó el Registro Público de Personas y Entidades Vinculadas a Actos de Terrorismo y su Financiamiento (el “RePET"), para centralizar y gestionar toda la información relacionada con la congelación administrativa de activos vinculados a actos de terrorismo y su financiación. El RePET está habilitado para proporcionar acceso público y garantizar el intercambio de información con las agencias con competencia en el campo y con terceros países y los sujetos obligados a informar deberán proporcionar toda información relacionada con operaciones realizadas o intentadas por personas humanas o jurídicas incorporadas en el RePET.
El 17 de noviembre de 2019, mediante la Resolución N° 117/2019, la UIF actualizó los umbrales mínimos sobre los cuales las entidades informantes deben llevar a cabo los requisitos de control reforzado y diligencia debida establecidos por las regulaciones aplicables contra el lavado de dinero y el financiamiento del terrorismo. Esta medida tiene como objetivo "contribuir a una prevención eficiente xxx xxxxxx de dinero y el financiamiento del terrorismo" desde un enfoque basado en el riesgo, de acuerdo con los estándares internacionales promovidos por el GAFI.
Adicionalmente, la CNV estableció a través de la Resolución General Nº 816/19 que, dentro de los sujetos obligados en los términos de los incisos 4, 5 y 22 del artículo 20 de la ley de prevención xxx xxxxxx de activos, quedan comprendidos los a) agentes de negociación; b) agentes de liquidación y compensación; c) las personas humanas y/o jurídicas registradas ante la CNV que actúen en la colocación de fondos comunes de inversión o de otros productos de inversión colectiva autorizados por dicho organismo; d) plataformas de financiamiento colectivo; e) agentes asesores globales de inversión; y f) las personas jurídicas, contempladas en el inciso 22) del artículo 20 de la ley de prevención xxx xxxxxx de activos que actúen como fiduciarios financieros en fideicomisos financieros cuyos valores fiduciarios cuenten con autorización de oferta pública de la CNV, y los agentes registrados por el mencionado organismo de contralor que intervengan en la colocación de valores negociables emitidos en el marco de los fideicomisos financieros antes mencionados. Tales sujetos deberán observar lo establecido en la ley de prevención xxx xxxxxx de activos, en las normas reglamentarias emitidas por la UIF y en la reglamentación de la CNV. Ello incluye los decretos del poder ejecutivo nacional referidos a las decisiones adoptadas por el consejo de seguridad de las naciones unidas, en la lucha contra el terrorismo, y el cumplimiento de las resoluciones (con sus respectivos anexos) del Ministerio de Relaciones Exteriores, Comercio Internacional y Culto.
Además, con fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx XXX emitió la Resolución 112/2021, mediante la cual establece las medidas y procedimientos que los Sujetos Obligados deberán observar para identificar al beneficiario final del cliente del que se trate, modificando el alcance del término “beneficiario final”. En este sentido, dicha Resolución 112/2021 estableció que será considerado beneficiario final a la persona humana que posea como mínimo el 10 % del capital o de los derechos de voto de una persona jurídica, un fideicomiso, un fondo de inversión, un patrimonio de afectación y/o de cualquier otra estructura jurídica; y/o a la persona humana que por otros medios ejerza el control final de las mismas.
Por último, con fecha 13 de enero de 2022, la UIF emitió la Resolución UIF Nº 6/2022, mediante la cual sustituyó el primer párrafo del apartado "Perfil Transaccional" de las normas que los Sujetos Obligados de Entidades Financieras, Mercado de Capitales y sector Asegurador deben cumplir. En este sentido, el perfil que elaborará cada Sujeto Obligado estará basado en el entendimiento del propósito y la naturaleza esperada de la relación comercial, la información transaccional y la documentación relativa a la situación económica, patrimonial, financiera y tributaria que hubiera proporcionado el cliente o que hubiera podido obtener el propio Sujeto Obligado.
Los inversores deberán suministrar toda aquella información y documentación que les sea requerida por el o los colocadores y/o la Emisora para el cumplimiento de, entre otras, las normas sobre lavado de activos de origen delictivo emanadas de la UIF o establecidas por la CNV o el BCRA.
PARA UN ANÁLISIS MÁS EXHAUSTIVO DEL RÉGIMEN DE PREVENCIÓN XXX XXXXXX DE ACTIVOS VIGENTE AL DÍA DE LA FECHA, SE SUGIERE A LOS INVERSORES CONSULTAR CON SUS ASESORES LEGALES Y DAR UNA LECTURA COMPLETA DEL TÍTULO XIII, LIBRO SEGUNDO DEL CÓDIGO PENAL ARGENTINO Y A LA NORMATIVA EMITIDA POR LA UIF, A CUYO EFECTO LOS INTERESADOS PODRÁN CONSULTAR EN EL SITIO WEB DEL MINISTERIO DE ECONOMÍA O EN XXX.XXXXXXX.XXX.XX. ASIMISMO, LOS INVERSORES PODRÁN CONSULTAR LOS SITIOS WEB DEL BCRA (XXX.XXXXXX.XXXX), UIF (XXX.XXXXXXXXX.XXX.XX/XXX) Y CNV (WWW.ARGENTINA.GOB/CNV)
EL PRESENTE AVISO A LOS INVERSORES ES UN BREVE RESUMEN DE LA NORMATIVA REFERIDA A LA PREVENCIÓN XXX XXXXXX DE ACTIVOS A MEROS FINES INFORMATIVOS. A PESAR DE ESTE RESUMEN, SE ACLARA QUE RESULTA DE APLICACIÓN A LA COMPAÑÍA LA TOTALIDAD DE LA NORMATIVA DE PREVENCIÓN XXX XXXXXX DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO.
PANDEMIA A NIVEL MUNDIAL POR EL BROTE DE “CORONAVIRUS”
El 11 xx xxxxx de 2020 la Organización Mundial de la Salud decretó el estado de pandemia a nivel mundial por el brote del virus denominado “COVID-19”, comúnmente conocido como “Coronavirus”, que hubiera tenido su origen en la cuidad de Wuhan, capital de la provincia de Hubei, en China, pero que en cuestión de meses se propagó a todos los países, incluyendo a la República Argentina. La propagación continua del virus ha llevado a la ruptura y volatilidad en los mercados de capitales globales, aumentando la incertidumbre económica y generando así, una gran crisis económica. Es posible que debido al rebrote de casos a nivel mundial, la crisis económica se profundice, empeorando la situación y dificultando así la recuperación económica. Para más información sobre el impacto de esta pandemia y su efecto en la economía argentina, y en el negocio de la Emisora, por favor ver “La economía argentina podría verse adversamente afectada por las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para combatir la pandemia generada por el virus del Covid-19.” en la sección “Factores de Riesgo” del presente Prospecto.
NOTIFICACIÓN A LOS AGENTES XXX XXXX
Los Agentes de Negociación (AN) y Agentes de Liquidación y Compensación (ALYC) deberán solicitar a sus clientes previo cumplimiento de la instrucción de adquisición de títulos valores en pesos para su posterior e inmediata venta en moneda extranjera o transferencias de los mismos a entidades depositarias del exterior, la presentación de una declaración jurada del titular que manifieste que no resulta beneficiario como empleador xxx xxxxxxx complementario establecido en el Programa de Asistencia de Emergencia al Trabajo y a la Producción (ATP), creado por el Decreto Nº 332/2020, conforme a los plazos y requisitos dispuestos por la DECAD-2020-817-APN-JGM de fecha 17/05/2020 y mod. Asimismo, se deberá incluir en la declaración jurada que la persona no se encuentra alcanzada por ninguna restricción legal o reglamentaria para efectuar las operaciones y/o transferencias mencionadas.
INFORMACIÓN RELEVANTE
La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea Extraordinaria de Accionistas de la Emisora del 28 xx xxxxx de 2017 y mediante reunión del Directorio de la Emisora de la misma fecha. La delegación de facultades en el Directorio de la Emisora fue renovada por Asamblea Extraordinaria de Accionistas de la Emisora del 21 xx xxxxx de 2018. La modificación de los términos y condiciones, la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por reunión de directorio de la Sociedad de fecha 3 xx xxxxx de 2021 y el aumento del monto del Programa por hasta U$S250.000.000 fue aprobado por la asamblea extraordinaria de accionistas y por reunión de directorio de la Emisora de fechas 17 xx xxxxx de 2021 y 18 xx xxxxx de 2021, respectivamente, y por Disposición N° DI-2021-31-APN-GE#CNV de fecha 4 de julio. El aumento de monto de Programa por hasta U$S 400.000.000, la prórroga del Programa, la actualización de la información comercial, contable y financiera y la delegación de facultades en el Directorio han sido aprobadas por la Asamblea General Ordinaria de la Sociedad con fecha 18 de enero de 2022. Por reunión de directorio de la Emisora de fecha 26 de enero de 2022 se determinaron los términos y condiciones de la ampliación del monto, la prórroga del Programa, la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa y la subdelegación de facultades. La ampliación de monto, la prórroga y la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa fue autorizada por la CNV en su Resolución Nº 21.632 de fecha 17 de febrero de 2022. Conforme con las facultades delegadas en virtud de la mencionada asamblea de accionistas de la Emisora, el Directorio de la Emisora y aquellas personas en las que en el futuro dicho órgano subdelegue las facultades delegadas por tal asamblea, podrán aprobar los términos y condiciones definitivos de las Clases y/o Series de Obligaciones Negociables que en el futuro se emitan bajo el Programa en ejercicio de la mencionada subdelegación.
PRESENTACIÓN DE LA INFORMACIÓN CONTABLE
Los estados financieros de la Compañía son confeccionados de conformidad con los principios de contabilidad generalmente aceptados en la Argentina (los “PCGA Argentinos”), en Pesos y conforme a las normas contables de exposición y valuación contenidas en las RT Xx00 x Xx 00 xx xx Xxxxxxxxxx Xxxxxxxxx de Consejos Profesionales en Ciencias Económicas FACPCE que adopta de las NIIF emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB, según sus siglas en inglés) e Interpretaciones del Comité de Interpretaciones de Normas Internacionales de Información Financiera (“CINIIF”), y de acuerdo con las resoluciones emitidas por la CNV. El presente Prospecto incluye los estados financieros consolidados anuales de GEMSA por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018, actualizados a moneda constante al 31 de diciembre de 2020, y los intermedios, por el período de nueve meses, finalizado el 30 de septiembre de 2021 preparados en Dólares estadounidenses siendo la moneda funcional de la Emisora.
Los estados financieros anuales fueron auditados por Price Xxxxxxxxxx & Co. S.R.L., contadores independientes.
La información contable de la Emisora por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2020 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 16 xx xxxxx de 2021 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2723177) y acta de asamblea de fecha 1 xx xxxxx de 2021; el 31 de diciembre de 2019 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 10 xx xxxxx de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2586900) y acta de asamblea de fecha 16 xx xxxxx de 2020 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2600088); y para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018 mediante acta de directorio de fecha 8 xx xxxxx de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2446754) y acta de asamblea de fecha 16 xx xxxxx de 2019 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2461929). Asimismo,
los estados financieros consolidados condensados intermedios, por el período de nueve meses, finalizado el 30 de septiembre de 2021 fueron aprobados mediante acta de directorio de fecha 5 de noviembre de 2021 (publicada en la AIF de la CNV bajo el ID #2818610).
De conformidad con las NIIF, las operaciones en moneda que no sean Pesos han sido convertidas a Pesos en los estados financieros al tipo de cambio vigente en la fecha de la operación o valuación cuando se miden los rubros. Las ganancias y pérdidas por variaciones en el tipo de cambio resultantes de la liquidación de operaciones o valuación de activos y pasivos en moneda extranjera se reconocen en el estado de resultados en resultados financieros. El Peso se depreció con respecto al dólar estadounidense un 18,5% en 2017, 101,4% en 2018, 58,4% en 2019 y un 89% en 2020, sobre la base de tipos de cambios oficiales informados por el BCRA, Comunicación “A” 3500.
La Compañía ha incluido en este Prospecto la medición “EBITDA Ajustado”, que no es una medición de acuerdo con los PCGA Argentinos. En el presente Prospecto, “EBITDA Ajustado” significa las ganancias operativas menos gastos operativos (incluyendo gastos de venta, de administración, siempre que se encuentren incluidos en los gastos operativos) más las amortizaciones, depreciaciones y cualquier otro gasto que no sea realizado en efectivo (siempre que se encuentren incluidos en los gastos operativos), según surge de los estados financieros al 31 de diciembre de 2020, 2019 y 2018 y los estados financieros consolidados condensados intermedios, por el período de nueve meses, finalizado el 30 de septiembre de 2021, preparados reconociendo los cambios en el poder adquisitivo de la moneda.
La medición del EBITDA Ajustado es incluida en este Prospecto porque es frecuentemente utilizada por analistas de títulos, inversores y otras partes interesadas en la evaluación de compañías en la industria que opera la Compañía. EBITDA Ajustado no debe ser considerado un sustituto de la utilidad neta como medición de la performance operativa o de flujos de efectivo de actividades operativas como medición de liquidez. Ya que no todas las compañías utilizan métodos de cálculo similares, la presentación de EBITDA Ajustado que realiza la Compañía puede no ser comparable a otras mediciones denominadas de manera similar, utilizadas por otras compañías.
Para mayor información véase la sección “Antecedentes Financieros” del presente Prospecto.
Salvo que se especifique lo contrario o el contexto requiera lo contrario, las referencias en el presente Prospecto a “Pesos”, “Ps.”, “ARS” o “$” son a pesos argentinos, mientras que las referencias a “dólares estadounidenses”, “U$S” o “USD” son a dólares de Estados Unidos.
Los vaivenes cambiarios y la inflación en la Argentina producen un impacto significativo en nuestra situación contable y en los resultados de nuestras operaciones. Sólo para mayor comodidad, el presente Prospecto contiene conversiones de sumas en Pesos a montos en Dólares Estadounidenses a tipos de cambio especificados. Salvo que se indique lo contrario, en el presente Prospecto, hemos convertido (i) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $98,74 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina el 30 de septiembre de 2021; (ii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 84,15 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2020, (iii) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 59,89 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2019, (iv) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 37,70 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina al 31 de diciembre de 2018; y (v) montos en Dólares Estadounidenses al tipo de cambio de $ 18,65 por USD 1,00, basados en el tipo de cambio vendedor para divisas publicado por el Banco de la Nación Argentina al 31 de diciembre de 2017.
No debe considerarse que la conversión de sumas a monedas distintas en el presente Prospecto implica que los montos en Pesos en realidad representan montos en Dólares Estadounidenses, ni que cualquier persona puede convertir las sumas en Pesos a Dólares Estadounidenses al tipo de cambio indicado o a cualquier otro tipo de cambio. Ver “Información Adicional” y “Factores de Riesgo – Riesgos Relacionados con Argentina – Las fluctuaciones significativas en el valor del Peso podrían impactar negativamente en la economía argentina y en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones”.
En este Prospecto, los términos “$” o “Pesos” se refieren a la moneda de curso legal en Argentina y los términos “U$S”, “USD” o “Dólares” se refieren a la moneda de curso legal en los Estados Unidos de América. El término “Argentina” se refiere a la República Argentina. El término “Gobierno Nacional” o “Gobierno Argentino” se refiere al Gobierno de la Nación Argentina, el término “Secretaría de Energía”, “SGE” o “SE” refiere a la ex Secretaría de Energía de la Nación Argentina, ex Ministerio de Energía y Minería de la Nación o “ME&M”, y actual Secretaría de Gobierno de Energía (el cual se encuentra dentro de la órbita del Ministerio de Hacienda de la Nación). El término “Banco Central” se refiere al Banco Central de la República Argentina, el término “INDEC” se refiere al Instituto Nacional de Estadísticas y Censos, el término “IPC” se refiere al índice de precios al consumidor, el término “ENRE” se refiere al Ente Nacional Regulador de la Electricidad, el término “Banco Nación” se refiere al Banco de la Nación Argentina, el término “BCBA” refiere a la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, el término “Boletín Diario de la BCBA” REFIERE AL Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, y el término “Ley General de Sociedades” se refiere a la Ley General de Sociedades Nº 19.550 y sus modificatorias, el término “Ministerio de Hacienda” se refiere al Ministerio de Hacienda y Finanzas Públicas de la Nación Argentina. La Compañía también utiliza en este Prospecto diversos términos y abreviaturas específicas de la industria de petróleo, gas y electricidad de Argentina. Véase “Glosario de Términos Técnicos”.
La Compañía ha extraído la información sobre el mercado, la industria y las posiciones competitivas que se emplean a lo largo de este Prospecto de sus propias estimaciones e investigación interna, como así también xx xxxxxxx gubernamentales y de publicaciones de la industria, entre ellos información confeccionada por el INDEC, el BCRA, el Ministerio de Hacienda, el Banco Nación, la SGE, CAMMESA y el ENRE. Si bien la Compañía considera que las estimaciones y la investigación comercial interna son confiables y que las definiciones xxx xxxxxxx utilizadas son adecuadas, ni dichas estimaciones o investigación comercial, ni las definiciones, han sido verificadas por ninguna fuente independiente. Asimismo, si bien la Compañía considera que la información proveniente de terceras fuentes es confiable, la Compañía no ha verificado en forma independiente los datos sobre el mercado, la industria o las posiciones competitivas provenientes de dichas fuentes.
La Compañía ha efectuado ajustes de redondeo a ciertos números contenidos en el presente Prospecto. Como consecuencia de ello, números presentados como totales podrán no ser siempre sumas aritméticas de sus componentes, tal cual son presentadas.
GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS
BADLAR | BADLAR es la tasa de interés publicada por el Banco Central de la República Argentina que es equivalente a la tasa promedio de la tasa pagada por los bancos privados por depósitos a 30 días de, como mínimo, un millón de Pesos. |
CAMMESA | Compañía Administradora xxx Xxxxxxx Mayorista Eléctrico S.A., el organismo a cargo de la gestión del MEM y el despacho de electricidad al SADI. CAMMESA está controlada por el Gobierno Argentino, titular del 20% de su capital accionario, y cuatro grupos de entidades, cada una titular del 20% de su capital accionario, a saber: las asociaciones que representan a las empresas de generación, las empresas de transmisión, las empresas de distribución y los grandes usuarios. CAMMESA está a cargo de organizar el despacho de electricidad al SADI, planificar necesidades de capacidad energética y optimizar el uso de la energía, monitorear la operación xxx xxxxxxx a término, facturar y cobrar pagos por operaciones entre actores del MEM, comprar y/o vender energía eléctrica a otros países, entre otras responsabilidades. Los costos operativos de CAMMESA se financian mediante aportes obligatorios por parte de los actores del MEM. |
CCEE | Contratos de Compraventa de Energía Eléctrica |
Central termoeléctrica | Una unidad de generación que usa la energía calórica derivada del combustible, por ejemplo, gas natural o carbón, como fuente de energía para impulsar el generador de energía. |
Ciclo combinado | Tipo de turbina termoeléctrica que puede utilizar diversos combustibles, incluido el gas natural o el gasoil, para impulsar un alternador para generar electricidad y que luego utiliza el calor que se libera en ese proceso para producir vapor y generar electricidad adicional a través de una turbina de vapor. |
Ciclo simple | Un tipo de turbina termoeléctrica que puede usar varios combustibles, como gas natural o diésel, para hacer funcionar un alternador que genera energía. A diferencia de las turbinas de gas de ciclo combinado, las turbinas de gas de ciclo simple solamente tienen un ciclo de energía. |
CN | Una central termoeléctrica que usa energía nuclear para generar electricidad. |
Distribución | La transmisión de electricidad al consumidor final. |
Distribuidor | Una persona jurídica que provee electricidad a un grupo de consumidores finales mediante una red de distribución. |
IEASA | Integración Energética S.A. (ex Energía Argentina S.A. o ENARSA), una sociedad estatal que opera plantas generadoras y actúa en otros segmentos de la actividad energética. |
Energía Base | Marco regulatorio creado por la SE en virtud de la Resolución SE 1281/2006 y sus posteriores modificaciones, conforme al cual los agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores con capacidad instalada al año 2005 venden su disponibilidad de energía eléctrica a CAMMESA para la capacidad instalada con |
anterioridad al 17 xx xxxxx de 2006. Ver “Los Clientes de la Emisora” y “La Industria Eléctrica y su regulación—Regulaciones que afectan a los Generadores Eléctricos”. | |
Energía Plus | Es la generación adicional por parte de agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores que, al 17 xx xxxxx de 2006, no hubiesen sido agentes del MEM o no contasen con las instalaciones de generación a comprometer o que a dicha dicha fecha no estuviesen interconectados al MEM. En virtud de la Resolución SE 1281/06 conforme a la cual los generadores térmicos pueden venden su energía eléctrica a tomadores privados, conforme los requisitos previstos en la resolución mencionada. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad— “La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
ENRE | El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, un organismo regulador autárquico que opera bajo la órbita de la SEE. El ENRE supervisa el cumplimiento de las obligaciones previstas en el Marco Regulatorio Eléctrico por parte de las empresas generadoras, transportistas y distribuidoras. A tal fin, emite reglamentos de alcance general y particular con distintos reguladas de transmisión y distribución con leyes, regulaciones y criterios operativos, incluidos estándares ambientales, y de calidad del servicio. El ENRE también dirime conflictos entre los distintos agentes del MEM y entre estos y los usuarios particulares. Una parte de los requisitos presupuestarios del ENRE se financia con tarifas de empresas del sector y su personal profesional se elige mediante concursos públicos. |
Factor de Disponibilidad | La fracción de un período operativo determinado en la cual una unidad de generación se encuentra disponible sin interrupciones. El factor de disponibilidad se calcula como las horas disponibles por horas de un período (es decir, el porcentaje de horas en las que una planta generadora se encuentra disponible para la generación de electricidad en el período relevante, ya sea que la unidad sea despachada o utilizada para la generación de energía o no). |
Factor de Indisponibilidad | La fracción de un período operativo determinado en la cual una unidad de generación no se encuentra disponible para el despacho. |
Fuel Oil | El fueloil o petróleo pesado es un producto de petróleo líquido o licuable utilizado para generar calor o energía. El fueloil se divide en seis clases distintas, según el punto de ebullición, la longitud de la cadena carbonada del combustible y la viscosidad. Las referencias a Fuel Oil en el presente Prospecto aluden al Fuel Oil de grado 6 (de conformidad con la gradación realizada por American Society of Testing and Materials), también conocido como Fuel Oil #6 o Fuel Oil residual. |
Gasoil | Un destilado de petróleo que se usa como combustible para motores a diésel. Los combustibles diésel se dividen en tres clases diferentes: 1D (#1), 2D (#2) y 4D (#4). La diferencia entre estas clases depende de la viscosidad (la propiedad de un líquido que genera resistencia a su flujo) y el punto de fluidez (la temperatura a la cual un líquido fluye). Las referencias al gasoil en el presente Prospecto son al Gasoil #2. |
Gigavatio (GW) | Mil millones de vatios. |
Gigavatio hora (GWh) | Un gigavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil millones de vatios hora. |
Kilocaloría (kcal) | Una unidad de energía de 1.000 calorías (equivalente a una caloría grande). |
Kilovatio (kW) | Mil vatios. |
Kilovatio hora (kWh) | Un kilovatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil vatios hora. |
Kilovoltio (kV) | Mil voltios. |
MAT (Mercado a Término) | Mercado a Término se refiere a un mercado a término donde las cantidades, precios y condiciones contractuales se estipulan directamente entre el vendedor y el comprador (luego del dictado de la Resolución SE 95/2013, el MAT se limita a Energía Plus). |
XXX | Xxxxxxx Energético Mayorista administrado por CAMMESA. |
MMm3/día | Millones de metros cúbicos por día. |
MLC | El Mercado Libre de Cambio. |
MW | Megavatio - Un millón de vatios. |
MWh | Megavatio hora - Un megavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o un millón de vatios hora. |
Precio monómico | Es la suma de los costos representativos de producción (propios y asociados) de energía eléctrica en el MEM, en un período dado. Diviendo el Precio monómico por la demanda abastecida total, se obtiene el Precio Monómico Medio calculado por CAMMESA |
PW Power | PW Power Systems Inc. |
Resolución SEE 21/2016 | Resolución SEE 21/2016 de la SEE que llamaba a licitación pública para la instalación de capacidad de generación adicional. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad—“La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
Resolución SEE 22/2016 | Resolución SEE 22/2016 de la SEE con sus modificaciones, implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad—“La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
Resolución SEE 19/2017 | Resolución SEE 19/2017 de la SEE con sus modificaciones, que implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos, modificando la Resolución 22/2016. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad—“La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
Resolución SEE 287/2017 | Resolución SEE 287/2017 de la SEE que llamaba a licitación pública para la instalación de capacidad de generación adicional para ciclos combinados y centrales de cogeneración. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su |
Actividad—“La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. | |
Resolución SE 220/2007 | Resolución SE 220/07 de la Secretaría de Energía, con sus modificaciones y adiciones que autorizó a CAMMESA a celebrar CCEE con los generadores, cogeneradores o autogeneradores que –a la fecha de emisión de la norma- no contaran con instalaciones de generación a comprometer en o no se encontraran interconectadas al MEM. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad— “La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
Resolución SE 95/2013 | Resolución SE 95/2013 de la Secretaría de Energía que definió un nuevo esquema de remuneración en el MEM y dispuso la suspensión de la celebración de nuevos contratos entre privados en el MEM, salvo aquellos sometidos a un régimen específico. Ver “Descripción del Sector en que se Desarrolla su Actividad—“La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación —Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”. |
RGA | Xxxxxx X. Xxxxxxxx S.A. |
SADI | Sistema Argentino de Interconexión, la principal red de infraestructura de conexión eléctrica interconectada de Argentina que cubre la mayor parte del país y administrada por CAMMESA. |
Secretaría de Energía (SE) | La Secretaría de Energía se encuentra dentro de la órbita del Ministerio de Economía y , desde la disolución de la Secretaria de Gobierno de Energía (dependiente del ex Ministerio de Hacienda) en 2018, la principal autoridad regulatoria en materia de energía en la Argentina, en el ámbito del Ministerio de Economía |
Secretaría de Energía Eléctrica (SEE) | La Secretaría de Energía Eléctrica del gobierno argentino. En diciembre de 2015, la Secretaría de Energía Eléctrica reemplazó a la Secretaría de Energía en todas sus funciones y luego fue reemplazada por la Secretaría de Gobierno de Energía. |
Sistema Radial | El sistema radial es un tipo de configuración de red eléctrica que se caracteriza por tener solamente una fuente principal de suministro de donde proviene toda la energía. Antes de 2012, Argentina solía tener un suministro eléctrico radial. |
Transmisión | El transporte y transformación de energía eléctrica desde el punto de entrega de dicha energía por el generador, hasta el punto de recepción por el distribuidor o gran usuario. |
Turbina de gas | Una turbina de gas es un tipo de motor de combustión interna a gas. Para generar electricidad, la turbina de gas calienta una mezcla de aire y combustible a temperaturas muy altas, lo que causa que las hélices de la turbina giren. La turbina, al girar, hace funcionar un generador que convierte la energía en electricidad. |
Turbina de vapor | Una unidad de generación que usa vapor para generar electricidad. La turbina funciona con la presión del vapor descargada a alta velocidad contra sus aspas. |
Unipar Indupa | Es Unipar Indupa S.A. (ex Solvay Indupa S.A.I.C.) |
Vatio | La unidad básica de energía eléctrica, equivalente a un joule de energía por segundo. |
Voltio | La unidad básica de fuerza eléctrica, equivalente a un joule de energía por coulomb de carga. |
DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS
Este Prospecto contiene declaraciones sobre hechos futuros. Estas declaraciones prospectivas están basadas principalmente en las expectativas, estimaciones y proyecciones de la Compañía sobre hechos futuros y tendencias financieras que pueden afectar las actividades e industrias de la Compañía. Si bien la Compañía considera que estas declaraciones sobre hechos futuros son razonables, éstas son efectuadas en base a información que se encuentra actualmente disponible para la Compañía y se encuentran sujetas a riesgos, incertidumbres y presunciones, que incluyen, entre otras:
▪ las condiciones macroeconómicas y microeconómicas de Argentina, entre ellas la inflación, las fluctuaciones de la moneda, el acceso al crédito y los niveles de crecimiento, inversión y construcción;
▪ las políticas y regulaciones de los gobiernos nacionales y provinciales, entre ellas las intervenciones del estado, reglamentaciones e impuestos que afectan a los sectores de la energía y la electricidad en Argentina;
▪ las reglamentaciones ambientales, incluyendo exposición a riesgos debido a las actividades de la Compañía;
▪ la capacidad de la Compañía para competir y conducir sus actividades en el futuro;
▪ cambios en las actividades de la Compañía;
▪ los precios y la disponibilidad de gas natural para las operaciones de generación de la Compañía;
▪ los precios de energía y potencia;
▪ las restricciones a las exportaciones;
▪ las lluvias y aguas acumuladas;
▪ restricciones a la capacidad de convertir Pesos a otras divisas extranjeras o de transferir fondos al exterior;
▪ las variaciones del tipo de cambio, incluida una devaluación significativa del Peso Argentino;
▪ los riesgos inherentes a la demanda y venta de energía eléctrica;
▪ riesgos operacionales relacionados con la generación, además de la transmisión y distribución de energía eléctrica;
▪ la capacidad de concluir los planes de la Compañía de construcción y expansión de manera programada en los plazos programados y de conformidad con lo presupuestado;
▪ capacidad de retener a miembros clave de la alta gerencia y empleados técnicos clave;
▪ nuestra relación con nuestros empleados;
▪ capacidad de la Compañía de suscribir contratos de compraventa de energía eléctrica para la venta de capacidad de generación y energía eléctrica y la duración y las condiciones de dichos contratos de compraventa de energía eléctrica;
▪ el incumplimiento por parte de terceros de obligaciones contractuales asumidas frente o en beneficio, directo o indirecto, de la Compañía o sus subsidiarias;
▪ bajas en los mercados de capital y cambios en general en los mercados de capital que puedan afectar políticas o actitudes hacia Argentina o empresas argentinas;
▪ el resultado de reclamos y juicios que enfrentamos o que podríamos enfrentar en el futuro tanto en instancias judiciales como administrativas;
▪ epidemias, pandemias y propagaciones similares, incluyendo la pandemia del COVID-19 y todos los efectos negativos sobre la actividad de la Emisora que tales factores podrían ocasionar; y
▪ otros aspectos que se detallan en la sección “Factores de Riesgo”.
Los resultados reales de la Compañía podrían ser radicalmente diferentes a los proyectados en las declaraciones sobre hechos futuros, debido a que por su naturaleza, estas últimas involucran estimaciones, incertidumbres y presunciones. Las declaraciones sobre hechos futuros que se incluyen en este Prospecto se emiten únicamente a la fecha del presente, y la Compañía no se compromete a actualizar ninguna declaración sobre hechos futuros u otra información a fin de reflejar hechos o circunstancias ocurridos con posterioridad a la fecha de este Prospecto. A la luz de estas limitaciones, las declaraciones referentes al futuro contenidas en este Prospecto no deberán tomarse como fundamento para una decisión de inversión.
En este Prospecto, el uso de expresiones y frases tales como “considera”, “podrá”, “debería”, “podría”, “apunta a”, “estima”, “intenta”, “prevé”, “proyecta”, “anticipa”, “planea”, “proyección” y “perspectiva” tiene como objeto identificar declaraciones sobre hechos futuros.
RESUMEN DE LOS TÉRMINOS Y CONDICIONES DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIBALES
Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie de las Obligaciones Negociables en particular constarán en el Suplemento de Precio correspondiente, en el cual se podrán completar o ampliar, en beneficio de los inversores, respecto de dicha clase y/o serie en particular, los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se incluyen en el siguiente texto y que se aplicarán a cada clase y/o serie de las Obligaciones Negociables. El siguiente es un resumen de los términos y condiciones generales de las Obligaciones Negociables que se describen en “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables” de este Prospecto, y está condicionado en su totalidad por la información más detallada contenida en dicha sección de este Prospecto.
Emisora | Generación Mediterránea S.A. |
Descripción | Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples, no convertibles en acciones, subordinadas o no, emitidas con garantía común, especial y/o flotante, con o sin garantía de terceros, y/o con recurso limitado y exclusivo a determinados activos de la Sociedad, según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente. |
Monto Máximo | El monto máximo de las Obligaciones Negociables en circulación en cualquier momento bajo el Programa no podrá exceder los U$S 400.000.000 (Dólares Estadounidenses cuatrocientos millones) o su equivalente en otras monedas o unidades de valor. |
Monedas o unidades de valor | Las Obligaciones Negociables podrán estar denominadas en pesos o en cualquier otra moneda, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Asimismo, podrán estar denominadas en unidades de valor, tales como unidades monetarias ajustables por índices y/o fórmulas, incluyendo pero no limitándose a Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción en el Gran Buenos Aires, en virtud de la Ley N° 27.271 (UVI) o en Unidades de Valor Adquisitivo, actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia, en virtud de la Ley N° 25.827 y de conformidad con lo dispuesto por el Decreto de Necesidad y Urgencia N°146/2017 del Poder Ejecutivo Nacional (UVA) y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV. Adicionalmente, podrán emitirse Obligaciones Negociables con su capital, intereses y/u otros montos adeudados bajo las mismas, pagaderos en una o más monedas distintas de la moneda en que se denominan, con el alcance permitido por las normas aplicables. |
Precio de Emisión | Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas a su valor nominal, o con descuento o con prima sobre su valor nominal, según se especifique en los Suplementos correspondientes. |
Clases y series | Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en distintas clases con términos y condiciones específicos diferentes entre |
las Obligaciones Negociables de las distintas clases, pero las Obligaciones Negociables de una misma clase siempre tendrán los mismos términos y condiciones específicos. Asimismo, las Obligaciones Negociables de una misma clase podrán ser emitidas en distintas series con los mismos términos y condiciones específicos que las demás Obligaciones Negociables de la misma clase, y aunque las Obligaciones Negociables de las distintas series podrán tener diferentes fechas de emisión y/o precios de emisión, las Obligaciones Negociables de una misma serie siempre tendrán las mismas fechas de emisión y precios de emisión. Los términos y condiciones aplicables a cada clase y/o serie serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. | |
Plazos y Formas de Amortización | Los plazos y las formas de amortización de las Obligaciones Negociables serán los que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. Los plazos siempre estarán dentro de los plazos mínimos y máximos que permitan las normas vigentes. En la medida en que así lo requieran las normas legales vigentes, las Obligaciones Negociables denominadas en unidades de valor UVA actualizables por el CER o en UVI actualizables por el índice de costo de la construcción (ICC) deberán emitirse con un plazo de amortización no inferior a dos años contados desde la fecha de emisión. |
Intereses | Las Obligaciones Negociables podrán devengar intereses a tasa fija, variable o mixta, o no devengar intereses, o devengar intereses de acuerdo a cualquier otro mecanismo para la fijación de intereses, según se especifique en los Suplementos correspondientes. También podrán emitirse Obligaciones Negociables vinculadas a un índice y/o una fórmula (como ser el caso de Obligaciones Negociables denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo actualizables por el Coeficiente de Estabilización de Referencia o en Unidades de Vivienda actualizables por el Índice del Costo de la Construcción y/o en toda otra unidad monetaria de valor que se determine y sea autorizada por la CNV), devengando intereses a una tasa fija o variable o sujetos a la evolución de un activo financiero o sin devengar intereses o una combinación de tales condiciones, según se especifique en los Suplementos correspondientes. En caso de devengar intereses, éstos serán pagados en las fechas y en las formas que se especifiquen en los Suplementos de Precio correspondientes. |
Garantías | Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas con garantía común, especial y/o flotante, y con o sin garantía de terceros, según se especifique en los Suplementos correspondientes. |
Montos adicionales | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Emisora realizará los pagos respecto de Obligaciones Negociables sin retención o deducción de |
impuestos, tasas, contribuciones y/u otras cargas gubernamentales presentes o futuras de cualquier naturaleza fijadas por Argentina, o cualquier subdivisión política de la misma o autoridad gubernamental de la misma con facultades fiscales. En caso que las normas vigentes exijan practicar tales retenciones o deducciones, la Emisora, sujeto a ciertas excepciones, pagará los montos adicionales necesarios para que los tenedores reciban el mismo monto que habrían recibido respecto de pagos bajo las Obligaciones Negociables de no haberse practicado tales retenciones o deducciones. Para más información ver “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Montos Adicionales” del presente. | |
Destino de los fondos | En los Suplementos correspondientes se especificará el destino que la Sociedad dará a los fondos netos que reciba en virtud de la colocación de las Obligaciones Negociables, el cual será uno o más de los siguientes destinos previstos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables: (i) inversiones en activos físicos y bienes de capital situados en Argentina, (ii) adquisición de fondos de comercio situados en Argentina, (iii) integración de capital de trabajo en Argentina, (iv) refinanciación de pasivos, y/o (v) integración de aportes de capital en sociedades controladas o vinculadas a la Sociedad, y/o a la adquisición de participaciones sociales y/o financiamiento del giro comercial de su negocio, cuyo producido se aplique exclusivamente a los destinos antes especificados; incluyendo sin limitación, la posibilidad de destinar el producido neto de la emisión conforme los lineamientos para la emisión de valores negociables sociales, verdes y sustentables conforme el criterio que establezca la CNV a tal efecto. |
Forma | Las Obligaciones Negociables podrán ser emitidas en forma escritural o cartular, pudiendo, según corresponda, estar representadas por certificados globales o definitivos, de acuerdo a lo establecido por la Ley N° 24.587 de Nominatividad de los Títulos Valores Privados o de cualquier otra forma que sea permitida conforme las normas vigentes y según lo que se determine en los Suplementos correspondientes. |
Denominaciones | Las Obligaciones Negociables tendrán la denominación que se especifique en los Suplementos correspondientes. |
Compromisos | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Emisora se obliga a cumplir los compromisos que se detallan en “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Compromisos” del presente en tanto existan Obligaciones Negociables en circulación. |
Rescate a opción de las Sociedades y/o de los tenedores | En caso que así se especifique en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables podrán ser rescatadas total o parcialmente a opción de la Sociedad y/o de los tenedores con anterioridad al vencimiento de las mismas, respetando siempre el trato igualitario entre los inversores, de conformidad con los términos y condiciones que se especifiquen en tales Suplementos. |
Rescate por razones impositivas | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, la Sociedad podrá rescatar cualquier clase y/o serie de Obligaciones Negociables en su totalidad, pero no parcialmente, respetando siempre el trato igualitario entre los inversores, en caso que la Sociedad se encuentre, o vaya a encontrarse, obligada a abonar cualquier monto adicional bajo “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Montos Adicionales” del presente. Ver “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables - Rescate por Razones Impositivas” del presente Prospecto |
Eventos de incumplimiento | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, en caso de ocurrir y mantenerse vigente uno o varios de los eventos detallados “De la Oferta, el Listado y la Negociación – Términos y Condiciones de las Obligaciones Negociables – Eventos de Incumplimiento” del presente, los tenedores de Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación que representen como mínimo el 25% del monto de capital total de las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión en circulación podrán declarar la caducidad de los plazos para los pagos bajo las Obligaciones Negociables de la clase en cuestión. |
Rango | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, las Obligaciones Negociables serán obligaciones directas e incondicionales de la Emisora, con garantía común sobre su patrimonio y gozarán del mismo grado de privilegio sin ninguna preferencia entre sí, estableciéndose específicamente que se podrán emitir Obligaciones Negociables con recurso limitado y exclusivo a determinados activos de la Sociedad, según se establezca en el Suplemento de Precio correspondiente. Salvo que las Obligaciones Negociables fueran subordinadas, las obligaciones de pago de la Emisora respecto de las Obligaciones Negociables, salvo lo dispuesto o lo que pudiera ser contemplado por la ley argentina, tendrán en todo momento por lo menos igual prioridad de pago que todas las demás obligaciones con garantía común y no subordinadas, presentes y futuras, de la Emisora oportunamente vigentes. |
Agentes colocadores | Los agentes colocadores (y agentes co-colocadores, en su caso) de las Obligaciones Negociables de cada clase y/o serie serán |
aquellos que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. | |
Colocación | Las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa serán colocadas por oferta pública, conforme con los términos de la Ley N° 26.831, el Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV y las demás normas aplicables, según ha sido modificado por la Resolución General N° 662/2016 de la CNV. |
Organizadores | Los organizadores de las Obligaciones Negociables de cada clase y/o serie serán aquellos que se especifiquen en los Suplementos correspondientes. |
Otras Emisiones de Obligaciones Negociables | La Emisora, sin el consentimiento de los tenedores de Obligaciones Negociables de cualquier clase y/o serie en circulación, podrá en cualquier momento emitir nuevas Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que las Obligaciones Negociables de cualquier clase en circulación y que sean iguales en todo sentido, excepto por sus fechas de emisión y/o precios de emisión, de manera que tales nuevas Obligaciones Negociables sean consideradas Obligaciones Negociables de la misma clase que dichas Obligaciones Negociables en circulación y sean fungibles con las mismas. Tales nuevas Obligaciones Negociables serán de una serie distinta dentro de la clase en cuestión. El Suplemento de Precio respectivo podrá establecer para una determinada clase de Obligaciones Negociables, que la Emisora no podrá emitir nuevas Obligaciones Negociables que tengan los mismos términos y condiciones que dichas Obligaciones Negociables. |
Ley aplicable | Las Obligaciones Negociables se regirán por, y serán interpretadas de conformidad con, las leyes de Argentina y/o de cualquier otra jurisdicción que se especifique en los Suplementos correspondientes (incluyendo, sin limitación, las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos); estableciéndose, sin embargo, que todas las cuestiones relativas a la autorización, firma, otorgamiento y entrega de las Obligaciones Negociables por la Sociedad, así como todas las cuestiones relativas a los requisitos legales necesarios para que las Obligaciones Negociables sean “obligaciones negociables” bajo las leyes de Argentina, se regirán por la Ley de Obligaciones Negociables, la Ley General de Sociedades y todas las demás normas vigentes argentinas. |
Jurisdicción | A menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes, toda controversia que se suscite entre la Emisora y/o los tenedores de Obligaciones Negociables en relación con las Obligaciones Negociables se resolverá definitivamente por el Tribunal de Arbitraje General de la BCBA, o el que se cree en el futuro en la BCBA, en virtud de |
la delegación de facultades otorgadas por el BYMA a la BCBA en materia de constitución de tribunales arbitrales, de conformidad con lo dispuesto en la Resolución 18.629 de la CNV. No obstante lo anterior, de conformidad con el artículo 46 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales los inversores tendrán el derecho de optar por acudir a los tribunales judiciales competentes. Asimismo, en los casos en que las normas vigentes establezcan la acumulación de acciones entabladas con idéntica finalidad ante un solo tribunal, la acumulación será ante el tribunal judicial competente. Respecto de los laudos arbitrales, los inversores podrán interponer los recursos admisibles respecto de las sentencias judiciales de conformidad con lo previsto en los artículos 758 y concordante del Código Procesal y Civil de la Nación. | |
Duración del Programa | El plazo de duración del Programa, dentro del cual podrán emitirse las Obligaciones Negociables, será de cinco (5) años contados a partir de la fecha de aprobación del Programa por parte de la CNV. |
Mercados | Se podrá solicitar el listado de las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa en el BYMA y/o su negociación en el Mercado Abierto Electrónico S.A. o en cualquier otro mercado autorizado de la Argentina y/o del exterior, incluyendo, sin limitación, la Bolsa de Valores de Luxemburgo y el Mercado Euro MTF, según se especifique en los Suplementos correspondientes. Adicionalmente, la Sociedad podrá solicitar que las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa sean elegibles para su transferencia a través de Euroclear y/o Clearstream en los términos de (a) la Ley Nº 26.831, y sus modificatorias y reglamentarias, y demás normas vigentes, y (b) el Capítulo IV, Título VI de las normas de la CNV. |
Calificación | El Programa no cuenta con calificaciones de riesgo. Sin perjuicio de ello, la Emisora podrá optar por calificar o no cada clase y/o serie de Obligaciones Negociables que se emitan bajo el Programa y, en su caso, informará la calificación otorgada en los Suplementos correspondientes. En caso que la Emisora opte por calificar una o más clases y/o series de Obligaciones Negociables, las mismas contarán solamente con una calificación de riesgo a menos que se especifique lo contrario en los Suplementos correspondientes. |
Colocación | Las Obligaciones Negociables serán colocadas por oferta pública de conformidad con las Normas de la CNV y el mecanismo que prevea el Suplemento respectivo. |
Listado y Negociación | El directorio podrá solicitar el listado y/o negociación en mercados autorizados locales y/o del exterior de todas o |
determinadas clases y/o series de Obligaciones Negociables emitidas bajo el Programa, según se determine en el Suplemento de Precio respectivo. Adicionalmente, la Sociedad podrá solicitar que las Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el Programa sean elegibles para su transferencia a través de Euroclear y/o Clearstream, conforme ello se determine en el Suplemento de Precio respectivo. | |
Acción Ejecutiva: | Las Obligaciones Negociables serán emitidas conforme con la Ley de Obligaciones Negociables y constituirán “Obligaciones Negociables” conforme con las disposiciones de la misma y gozarán de los derechos allí establecidos. En particular, conforme con el artículo 29 de dicha ley, en el supuesto de incumplimiento por parte de la Compañía en el pago de cualquier monto adeudado bajo las Obligaciones Negociables, los tenedores de las mismas podrán iniciar acciones ejecutivas ante tribunales competentes de la Argentina para reclamar el pago de los montos adeudados por la Compañía. En caso que las Obligaciones Negociables fueran nominativas no endosables representadas por títulos globales, y los beneficiarios tengan participaciones en los mismos pero no sean los titulares registrales de las mismas, el correspondiente depositario podrá expedir certificados de tenencia a favor de tales beneficiarios a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. Asimismo, en caso que las Obligaciones Negociables fueran escriturales, la Compañía o el correspondiente agente de registro podrán expedir certificados de tenencia a favor de los titulares registrales en cuestión a solicitud de éstos y éstos podrán iniciar con tales certificados las acciones ejecutivas mencionadas. |
Aprobaciones societarias: | La creación y los términos y condiciones generales del Programa y de las Obligaciones Negociables fueron aprobados en la Asamblea Extraordinaria de Accionistas de la Emisora del 28 xx xxxxx de 2017 y mediante reunión del Directorio de la Emisora de la misma fecha. La delegación de facultades en el Directorio de la Emisora fue renovada por Asamblea Extraordinaria de Accionistas de la Emisora del 21 xx xxxxx de 2018. La modificación de los términos y condiciones, la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa y la delegación de facultades al directorio fueron aprobados por reunión de directorio de la Sociedad de fecha 3 xx xxxxx de 2021 y el aumento del monto del Programa por hasta U$S250.000.000 fue aprobado por la asamblea extraordinaria de accionistas y por reunión de directorio de la Emisora de fechas 17 xx xxxxx de 2021 y 18 xx xxxxx de 2021, respectivamente, y por Disposición N° DI-2021-31-APN-GE#CNV de fecha 4 de julio. El aumento de monto de Programa por hasta U$S |
400.000.000, la prórroga del Programa, la actualización de la información comercial, contable y financiera y la delegación de facultades en el Directorio han sido aprobadas por la Asamblea General Ordinaria de la Sociedad con fecha 18 de enero de 2022. Por reunión de directorio de la Emisora de fecha 26 de enero de 2022 se determinaron los términos y condiciones de la ampliación del monto, la prórroga del Programa, la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa y la subdelegación de facultades. La ampliación del monto, la prórroga, y la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa fue autorizada por Resolución Nº 21.632 de fecha 00 xx xxxxxxx xx 0000 xx xx XXX. | |
Autorización: | El Programa ha sido aprobado por la CNV mediante Resolución del Directorio de la CNV N° 18.649 de fecha 10 xx xxxx de 2017. El aumento del monto del Programa de XxX000.000.000 (x su equivalente en otras monedas) a XxX000.000.000 (x su equivalente en otras monedas o unidades de valor), las modificaciones de los términos y condiciones y la actualización de la información comercial, contable y financiera del Programa fueron aprobados por la CNV mediante Disposición Nº DI-2021-31-APN- GE#CNV de la CNV de fecha 4 de julio de 2021. Asimismo, el aumento del monto del Programa de XxX000.000.000 (x su equivalente en otras monedas o unidades de valor) a XxX000.000.000 (x su equivalente en otras monedas o unidades de valor), la prórroga del Programa, la actualización de la información comercial, contable y financiera fueron aprobados por la CNV mediante Resolución Nº 21.632 de fecha 17 de febrero de 2022. |
Gastos de Emisión: | Los gastos de emisión por cada clase de Obligaciones Negociables a ser emitidas bajo el presente Programa, serán aquellos detallados en los Suplementos correspondientes. |
INFORMACIÓN DE LA EMISORA
RESEÑA HISTÓRICA
La Emisora, es parte de un grupo económico (el “Grupo Xxxxxxxx”), el cual inició en 1994 sus operaciones en el sector de distribución de gas. Para más información sobre la estructura del Grupo Xxxxxxxx ver “Estructura de la Emisora, Accionistas o Socios y Partes Relacionadas - Estructura de la Emisora y del Grupo Económico al que Pertenece”. A la luz de su experiencia y reputación en el sector gasífero argentino, el Grupo Xxxxxxxx vislumbró su incursión en el rubro de generación de energía eléctrica como un paso posterior natural. Así, en 2000, obtuvo una licencia para generar y comercializar energía eléctrica en el mercado argentino. La primera inversión del Grupo Xxxxxxxx en el sector de generación de energía eléctrica fue la adquisición en 2004 de una participación en Xxxx Xxxxxx Buena S.A., una central eléctrica alimentada a gas natural situada en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, que fue vendida en 2007 y cuyo producido fue utilizado para financiar el plan de inversiones en el rubro de generación de energía eléctrica.
En 2005 el Grupo Xxxxxxxx adquirió GEMSA, sociedad constituida el 25 de enero de 1993 originalmente con el nombre de Enron Energy Investments S.A. e inscripta ante la IGJ bajo el N° 644 del Libro 112 Tomo “A” de Sociedades por Acciones, propietaria de la Central Térmica Xxxxxxx Xxxxxxxxx, situada en Río Cuarto, provincia xx Xxxxxxx. Al momento de su adquisición, esta central contaba con una capacidad nominal instalada de 70 MW, la cual fue ampliada en tres etapas sucesivas en los años 2008, 2010 y 2017 hasta alcanzar los 350 MW actuales. El 17 xx xxxxx de 2003, GEMSA cambió su razón social a Generación Mediterránea S.A., cuya inscripción radica ante la IGJ bajo el N° 8119 del Libro 22 de Sociedades por Acciones.
En 2008 el Grupo Xxxxxxxx constituyó Solalban Energía S.A. (“Solalban”) de la cual Albanesi S.A. (“ASA”), es accionista minoritario con Unipar Indupa, empresa petroquímica domiciliada en Argentina, con el objeto de planificar, construir y operar una central eléctrica de combustible dual en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Esta central inició sus operaciones en 2009 y cuenta con una capacidad nominal instalada de 120 MW. Unipar Indupa y el Grupo Xxxxxxxx son titulares del 58% y del 42%, respectivamente, de Solalban.
En 2009, a través de Generación Independencia S.A. (sociedad absorbida por GEMSA con fecha efectiva de fusión el 1° de enero de 2016), el Grupo Xxxxxxxx adquirió una central eléctrica en San Xxxxxx de Tucumán, provincia de Tucumán. La planta se encontraba fuera de servicio al momento de su adquisición, pero, tras una modernización sustancial, que incluyó la instalación de dos nuevas turbinas, reinició sus operaciones en 2011. Durante el año 2016 se comenzaron los trabajos para realizar una expansión adicional de 100 MW realizada en dos etapas de 50 MW cada una las cuales fueron terminadas y se encuentran operativas. Actualmente la planta cuenta con una capacidad nominal instalada de 220 MW.
En agosto de 2010, a través de Generación Riojana S.A. (sociedad absorbida por GEMSA con fecha efectiva de fusión el 1° de enero de 2016), el Grupo Xxxxxxxx adquirió otra central eléctrica fuera de servicio situada en La Rioja, provincia de La Rioja. Tras la finalización de las reparaciones necesarias, la central recuperó su capacidad de generación de 40 MW. Durante el año 2016 comenzaron los trabajos para realizar una expansión de 50 MW, la cual se encuentra concluida, contando la central actualmente con 90 MW de capacidad nominal instalada.
En 2010, a través de Generación Frías S.A. (“GFSA”) (sociedad absorbida por GEMSA en 2017), el Grupo Xxxxxxxx adquirió una central eléctrica en Frías, provincia de Santiago del Estero, que se encontraba fuera de servicio al momento de su adquisición, pero, tras una modernización sustancial, que
incluyó la instalación de una nueva turbina, reinició sus operaciones en 2015 funcionando actualmente con una capacidad nominal instalada de 60 MW.
Como parte de su expansión en el sector de generación de energía eléctrica en Argentina, en abril de 2011, la subsidiaria de ASA, Generación Rosario S.A. (“GROSA”), suscribió un contrato de locación de largo plazo con Central Térmica Sorrento S.A. (“Sorrento S.A.”) para el gerenciamiento de la Central Térmica Sorrento, situada en Rosario, provincia de Santa Fe. Al momento de celebrarse el contrato, la central se encontraba fuera de servicio. El Grupo Xxxxxxxx procedió a repararla, y, en la actualidad, funciona con una capacidad nominal instalada de 140 MW.
En 2011, a través de Central Térmica Roca S.A. (“CTR”), el Grupo Xxxxxxxx adquirió una central eléctrica situada en General Roca, provincia de Río Negro, que se encontraba fuera de servicio desde 1997. Tras concluir las reparaciones y mejoras tecnológicas necesarias, la central inició sus operaciones en junio de 2012. En 2013 se concluyó la segunda etapa del plan, que permitió que la central eléctrica funcionase tanto a base de gas como de gasoil. En la actualidad funciona con una capacidad nominal instalada de 130 MW. A fines de 2015 comenzamos los trabajos para cerrar el ciclo de la central, proceso que agregó 60 MW de capacidad nominal llevando la capacidad total a 190 MW.
En octubre de 2012 el Grupo Xxxxxxxx comenzó a operar una central eléctrica situada en La Banda, Santiago del Estero, que actualmente funciona con dos turbinas y 30 MW de capacidad nominal instalada.
Durante el año 2016 comenzaron los trabajos para el montaje de Central Térmica Ezeiza (“CTE”), el primer proyecto “xxxxxxxxxx” del Grupo Xxxxxxxx, a través de GEMSA, que involucró la adquisición de un predio de 8 hectáreas en el municipio de Ezeiza y la construcción de una nueva planta de generación de 150 MW. El proyecto se dividió en dos etapas: la primera de 100 MW y la segunda etapa de 50 MW, ambas actualmente operativas.
A partir del 1° de enero de 2016, Generación Independencia S.A., Generación Riojana S.A., y Generación La Banda S.A., todas subsidiarias de ASA, se fusionaron con GEMSA, siendo ésta la sociedad absorbente y continuadora. Las centrales que eran operadas por Generación Independencia S.A., Generación La Banda S.A. y Generación Riojana S.A., fueron transferidas a GEMSA (para mayor información, véase la sección “Políticas de la Emisora – Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión 2015”). Con fecha efectiva de fusión 1° de enero de 2017, GFSA fue absorbida por GEMSA, siendo esta última la sociedad continuadora. La central que era operada por GFSA fue transferida a GEMSA (para mayor información, véase la sección “Políticas de la Emisora – Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión GFSA”).
En febrero de 2017, a través xx Xxxxxxxx Energía SA, comenzó su operación comercial la Central Térmica de Cogeneración Timbúes con una capacidad nominal de 170MW de conformidad al marco regulatorio de la Resolución 21/2016. La misma se encuentra situada en la localidad de Timbúes, provincia de Santa Fé.
Asimismo, en el marco de una licitación pública bajo la Resolución SEE N° 287/2017, GEMSA fue adjudicada con CCEE por 251 MW para lo cual se pretende expandir la capacidad mediante el cierre de los ciclos abiertos existentes en Central Térmica Xxxxxxx Xxxxxxxxx (“CTMM”) y CTE por una capacidad nominal total de 283 MW. En julio de 2021 se obtuvo el financiamiento necesario para realizar el Cierre de Ciclo de la planta de Ezeiza, actualmente las obras avanzan conforme lo previsto y se espera que el inicio de operación comercial se de en el tercer trimestre del 2023.
El 00 xx xxxxxxx xx 0000, XXX x Xxxxxxxx Xxxxxxxxx S.A. (“AISA”) celebraron las correspondientes Asambleas Generales Extraordinarias, en las cuales los accionistas de cada una de las sociedades mencionadas aprobaron el proceso de reorganización societaria en virtud del cual ASA absorbió a AISA, siendo la fecha efectiva de fusión el 1° de enero de 2018. Con fecha 16 de enero de 2018, mediante Resolución RESFC- 2018–19281-APN-DIR#CNV del 11 de enero de 2018 la CNV aprobó la Fusión por absorción antes descripta en los términos del Artículo 82 de la Ley General de Sociedades N°19.550 y el aumento de capital social con reforma de estatuto social decidido en el marco de la fusión, la cual se
inscribió en IGJ en fecha 23 de febrero de 2018 bajo el número 3452 del libro 88, tomo: - de Sociedades por Acciones. En fecha 23 de febrero de 2018 la IGJ registró la disolución sin liquidación de AISA y su cancelación registral bajo el número 3453 del libro 88, tomo: - de Sociedades por Acciones.
Con fecha 00 xx xxxx xx 0000, XXXXX, Generación Centro S.A. (“GECE”) y ASA (GEMSA, GECE y ASA conjuntamente las “Sociedades Participantes”) celebraron las correspondientes Asambleas Generales Extraordinarias de la Sociedad, en las cuales los accionistas de cada una de las sociedades mencionadas aprobaron el proceso de reorganización societaria en virtud del cual GEMSA absorbió a ASA y a GECE, siendo la fecha efectiva de fusión el 1 de enero de 2021 (la “Fusión 2021”). Con fecha 18 de noviembre de 2021, la CNV prestó su conformidad para la inscripción de la Fusión 2021. A la fecha del presente Prospecto, todavía se encuentran pendientes de inscripción tanto la Fusión 2021 como la correspondiente disolución sin liquidación de ASA y GECE. Para más información sobre la Fusión 2021 véase la sección “Políticas de la Emisora – Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión 2021” en este Prospecto.
En el mercado eléctrico, el Grupo Xxxxxxxx ha tenido un importante crecimiento durante los últimos 10 años y hoy se posiciona como uno de los líderes en el mercado argentino. Según CAMMESA, es uno de los principales grupos dedicados a la generación y venta de energía eléctrica de Argentina en términos de MW de capacidad nominal instalada.
El siguiente gráfico presenta la evolución cronológica de la ampliación de la capacidad de generación de energía del Grupo Xxxxxxxx:
DESCRIPCIÓN DEL SECTOR EN QUE SE DESARROLLA SU ACTIVIDAD LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN ARGENTINA Y SU REGULACIÓN
Estructura Energética Argentina
Características estructurales del Sector Energético
La demanda y consumo energético en la Argentina mantiene un coeficiente de correlación positivo con el Producto Bruto Interno, que significa que a mayor crecimiento económico la demanda energética consolidada de todos los productos energéticos también se incrementa. El crecimiento histórico del consumo energético tuvo un promedio anual de 2.7% en los últimos 61 años, con una media de 0.3% anual desde 2002.
En 2018 la recesión económica – con contracción de -2.6% respecto al buen nivel económico de 2017 - y meses xx xxxxxx con temperaturas inferiores a las del año previo, tuvieron impacto en la demanda de energía que se redujo 6.0% respecto a 2017. En 2019 pese a la nueva caída del PBI de -2.1% respecto a 2018, mostró un incremento en el consumo energético de 2.2% respecto a 2018, influido por tarifas de gas y electricidad congeladas desde inicios de año, y precios de combustibles congelados desde agosto 2019.Las primeras estimaciones no oficiales para 2020 con la crisis económica fundamentalmente debido a las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuestas por el DNU N°297/20 ante el brote de Covid 19 – una fuerte contracción económica estimada en -12.0% por varias consultoras especializadas -, podría mostrar una reducción también histórica en el consumo energético que se calcula en torno a -8.7%, pese a las bajas temperaturas del invierno en relación al invierno 0000.Xx información aquí presentada es realizada en base a los informes mensuales y anuales publicados por CAMMESA y la Secretaría de Energía.
Las reducciones en el consumo energético interanuales se producen en un marco de ya casi 10 años de estancamiento económico. En los últimos cuatro años este estancamiento económico estuvo adicionalmente influido por el proceso de fuerte recomposición tarifaria de gas y electricidad. Este proceso de readecuación tarifaria reduce la cifra de crecimiento de consumo energético, probablemente en un efecto transitorio hasta que el país retome un crecimiento económico sostenido.
El crecimiento del consumo energético en varios años de la primera década del siglo XXI fue resultado de un crecimiento económico elevado, que no fue motorizado tanto por un crecimiento del consumo del sector Industrial sino preponderantemente por los sectores Residencial y Comercial en su demanda de diversos productos energéticos, como se advierte en los parámetros del consumo gasífero, de naftas y especialmente de electricidad. El estancamiento económico en que se ha desenvuelto la economía argentina desde 2011, redujo las tasas de crecimiento del consumo energético que se habían mostrado importantes y por sobre la media histórica entre 2003 y 2011, incluidos por los bajos niveles tarifarios que probaron ser insostenibles para la economía argentina.
La elasticidad del consumo energético en relación al PBI en los últimos dos ciclos político-económicos es menor a décadas anteriores. Las restricciones a la demanda energética por insuficiente suministro, y la necesidad de importar energía para complementar la oferta doméstica, tuvieron impacto en la economía y en el sector Industrial en particular. Si a futuro el desarrollo industrial se verificara, la necesidad de abastecimiento energético será creciente.
ECONÓMICO | ENERGÉTICO | EN | |
1959-2020 | 2.1% | 2.5% | |
1959-1969 | 4.6% | ||
1970-1981 | 1.6% | ||
1982-1989 | |||
1990-200 |
PERÍODO HISTÓRICO-
PBI ANUAL
CONSUMO
ELASTICIDAD
Las restricciones de abastecimiento de productos energéticos como el gas natural en el último ciclo de crecimiento económico hasta 2011 y relativamente moderado crecimiento de demanda energética en términos amplios, se deben a problemas en la oferta de estos productos energéticos, y a un crecimiento de la demanda del segmento Residencial-Comercial en un contexto de recuperación industrial de pequeña y mediana relevancia más que grandes consumidores energéticos.
La estructura del consumo primario energético en la Argentina es dependiente de los hidrocarburos, con 86.8% en 2016, 86.5% en 2017, 85.8% en 2018, 86.1% en 2019 y estimado en 85,4% para 2020 por el importante avance relativo xx xxxxxxx renovables en abastecimiento eléctrico. Este porcentaje xx xxxxxxx de origen fósil se ha reducido levemente en los últimos años por la obligación impuesta a los refinadores que abastecen combustibles de incorporar porcentajes crecientes de biodiesel y bioetanol en su producción de combustibles fósiles como gas oil y naftas, como también en fuentes de origen renovable para generación eléctrica especialmente en 2019 y 2020.
La característica estructural de tan alta dependencia de derivados del petróleo y del gas natural se da usualmente en pocos países, fundamentalmente en aquellos que poseen grandes reservas de petróleo y gas. Si bien la Argentina no posee grandes reservas convencionales de petróleo y gas natural con relación a su demanda interna, posee potencial relevante en recursos no convencionales de gas y petróleo. Por la naturaleza, característica y costo de las inversiones necesarias, existe dificultad de modificar la estructura de consumo primario energético en el corto plazo pese a lo cual igualmente, los diferentes Gobiernos se han impuesto objetivos ambiciosos de incremento xx xxxxxxx renovables en el abastecimiento energético, que ya encuentran limitaciones de transmisión eléctrica. La elevada dependencia del gas natural - 54,9% en 2020 -, fluctúa anualmente en función de las cantidades importadas de gas natural, de gas natural licuado (“GNL”) y de producción local para satisfacer la demanda. A pesar de la mayor producción local que se manifestó plenamente en el invierno de 2018 y especialmente en 2019, y de las importaciones de gas y GNL desde Bolivia, la demanda potencial de gas natural se encuentra parcialmente insatisfecha en invierno en el segmento industrial y en el segmento de generación termoeléctrica. En el invierno 2020 se manifestó una situación de mayor déficit de oferta por la considerable reducción de oferta local de gas.
Los países de la región no poseen una estructura tan sesgada a los hidrocarburos, aunque sí en el promedio mundial y en Estados Unidos, por ejemplo.
El Consumo Energético Final en la Argentina – neto de pérdidas y de transformación - se distribuye en forma equilibrada entre transporte, segmento industrial y residencial/comercial. Esta distribución es similar a otros países en desarrollo con territorio extenso y tamaño medio de población.
Como síntesis, pueden detallarse las siguientes características particulares de la demanda y oferta energética en la Argentina: (i) estructura atípicamente sesgada hacia el Petróleo y Gas, que es solo característica de los grandes exportadores de hidrocarburos como Medio Oriente, Rusia, países exportadores de GNL de África, o Venezuela; y (ii) la particularidad que aproximadamente el 55 % del consumo primario interno de energía, se basa en gas natural con una penetración en el consumo – a pesar de las restricciones a la demanda potencial de este producto energético en invierno, que llevan a la sustitución por otros combustibles en generación eléctrica, y a restricciones directas a la demanda industrial en algunas ramas industriales -, superada por pocos países que tienen grandes producciones excedentes de gas natural.
En adición a lo expuesto, se destacan las siguientes características:
• Tendencia de recuperación en la oferta energética local en consonancia con el mantenimiento de la tendencia de estancamiento de la demanda interna, que en 2018 y 2019 mitigó los
problemas de insatisfacción a la demanda -, ya que el incremento de inversiones de los últimos años permitió una mejora en el abastecimiento por mayor oferta interna.
• Reducción en la oferta energética local en gas natural y petróleo durante el 2020, en consonancia con reducción adicional de la demanda interna tras años de estancamiento. La fuerte reducción de la oferta de hidrocarburos revirtió la recuperación evidenciada en 2018 y especialmente en 2019, que había permitido reducir la demanda insatisfecha. La reducción de inversión afectada por la crisis económica y sanitaria, llevó a la implementación de un plan de incentivos a la producción de gas lanzado a fin de 2020, que permite anticipar una detención del proceso de caída productiva.
• Demanda menor a la tendencia histórica en 2020 en los segmentos Industrial, Transporte y Comercial tanto en gas natural como en energía eléctrica, por la crisis económica y medidas de aislamiento. El congelamiento tarifario que se extiende desde inicios de 2019, permitió una recuperación de demanda Residencial. Un congelamiento de tarifas de gas y electricidad dispuesto mediante Decretos de Necesidad y Urgencia de diciembre 2019 – y que se renovaron durante el 2020 -, podría volver a reiterar el comportamiento de incremento de demanda si la economía se recupera en 2021 como proyectan los especialistas.
Estructura de demanda y suministro de energía eléctrica
Esta Sección analiza la situación y perspectivas de la oferta y demanda eléctrica, principalmente en lo vinculado a un consumidor industrial.
Estructura de la Oferta Eléctrica en la Argentina
El parque de generación eléctrica en la Argentina evolucionó de modo dispar a lo largo de la historia, con diferentes períodos de incremento de la oferta en respuesta a las políticas imperantes para satisfacer la demanda de energía eléctrica.
CAMMESA reporta la existencia de 42.453 MW nominales instalados y habilitados comercialmente a junio del 2021.
Una característica importante es que las incorporaciones son de equipamiento nuevo, por lo cual poseen disponibilidad efectiva elevada, y por tanto la potencia disponible operativa estimada en el verano 2020/2021 se encontraba en torno a 32.000 MW, incluyendo una reserva rotante del orden de 1.900 MW, con diversas unidades térmicas en mantenimiento y con limitaciones de combustibles, en adición a la baja disponibilidad técnica del parque nuclear y menor hidraulicidad en represas hidroeléctricas por grave sequía. Se estima que en condiciones promedio como la que prevaleció durante 2020, la disponibilidad se acerca a 33.000 MW.
A diferencia de 2017 y 2018 en que se incorporó una cantidad importante de unidades pequeñas de motores y unidades TG en respuesta a la contratación lanzada por la Resolución 21/2016, en 2019 comenzaron a incorporarse cierres de ciclos combinados o unidades TV en ciclos de cogeneración como el de CT Renova bajo Resolución 287/2017. En 2019 ingresaron unidades TG por solo 159 MW comparado con 1.254 MW en 2018; en 2020 se redujo el parque de unidades TG en 1.097 MW principalmente por cierre de ciclos abiertos a ciclos combinados bajo la Resolución 287/2017. En 2019
se habían incorporado 210 MW en cierre de ciclos combinados comparado con 598 MW en 2018, y en 2020 el incremento fue sustancial con la adición de 1.875 MW en esta categoría de potencia.
En 2019 se produjo el ingreso sustancial de 1.128 MW nominales xx xxxxxxx renovables – principalmente eólicas - comparado con 709 MW en 2018, y en 2020 a pesar de restricciones operativas en la construcción, se incorporaron otros 1.407 MW renovables principalmente eólicas. No hubo incorporación de potencia nuclear, y la potencia nominal de centrales hidroeléctricas mejoró en 22 MW en 2019 y otro tanto en 2020 por repotenciación de algunos turbo grupos.
Las restricciones financieras del Estado condicionan el ritmo de incorporación de centrales hidroeléctricas y nucleares, debido a su elevado monto de inversión y largos plazos de ejecución. Las recurrentes crisis fiscales del Estado obligan a demoras y/o cancelaciones de estos grandes proyectos. Por esta razón, sucesivos gobiernos optan por favorecer la incorporación de unidades de generación termoeléctrica de menor monto de inversión y plazo más corto de incorporación, aunque requiriendo el consumo de combustibles líquidos y gaseosos. Como usualmente la producción de estos combustibles existió en forma previsible y creciente en la Argentina – como vuelve a suceder actualmente tras la confirmación de la explotación comercial de tight y shale gas -, su provisión no representaba necesariamente un inconveniente restrictivo en el pasado. No obstante, esta política de incorporación de generación termoeléctrica encontró crecientes restricciones de provisión de combustibles fósiles de producción local entre 2004 y 2014, en particular gas natural.
La crisis económica de 2002 aceleró aún más el vuelco a centrales termoeléctricas dado su menor monto de inversión nominal y menor plazo de puesta en operación. Durante la etapa de iniciativa e inversión privada tras la transformación del sector eléctrico en la década del 90, los inversores privados concentraron sus decisiones en generación termoeléctrica, casi sin excepción. Tras la crisis del régimen regulatorio del Sector Eléctrico en el 2002, las inversiones continuaron preponderantemente con intervención del Estado, expandiendo la oferta en generación termoeléctrica. También el Estado reanudó en el 2004 las obras de la central hidroeléctrica Yacyretá, que a la fecha del presente Prospecto fue completada – aunque su operación fuera de condiciones de diseño llevó a daño parcial en sus 20 turbo grupos -, y de la central nuclear Atucha II que estaba suspendida desde la década del 80 y fue completada por la Administración entre 2002 y 2015.
La administración del anterior presidente Xxxxx entre 2016 y 2019 lanzó un programa agresivo de contratación de nueva potencia y generación, tanto de fuente termoeléctrica como también xx xxxxxxx renovables. La incorporación de oferta se logró mediante contratos de disponibilidad de potencia y remuneración de despacho de energía para el caso de unidades térmicas, y de compra de la energía disponible en el caso de unidades de generación eólica, solar, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas.
Los datos de las tablas siguientes destacan la oferta instalada nominal de generación de cualquier origen, localizadas en el territorio nacional, independiente del hecho de estar vinculadas en un mismo sistema eléctrico o no. Desde febrero 2006 los datos del Sistema Patagónico se reportan dentro del Sistema Argentino de Interconexión (“SADI”), cuyos valores se encuentran incluidos en la tabla siguiente. Hasta febrero de 2006, las unidades de generación de la Patagonia se encontraban desvinculadas xxx XXXX, y el detalle puede verse en la tabla siguiente.
Potencia Nominal Bruta Instalada Sistema Patagónico
POTENCIA NOMINAL BRUTA INSTALADA (Datos en MW a Diciembre de cada año) | |||||
DATOS MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - SISTEMA PATAGÓNICO | |||||
AÑO | TÉRMICO | HIDROELÉCTRICO | TOTAL OFERTA NOMINAL GENERACIÓN | ||
TG | CC | SUBTOTAL | |||
1992 | 254 | 0 | 254 | 540 | 794 |
1993 | 254 | 0 | 254 | 540 | 794 |
1994 | 254 | 0 | 254 | 540 | 794 |
1995 | 255 | 0 | 255 | 494 | 749 |
1996 | 331 | 0 | 331 | 494 | 825 |
1997 | 322 | 0 | 322 | 494 | 816 |
1998 | 322 | 0 | 322 | 519 | 841 |
1999 | 317 | 0 | 000 | 000 | 000 |
2000 | 258 | 0 | 258 | 519 | 777 |
2001 | 258 | 68 | 000 | 000 | 000 |
2002 | 196 | 63 | 259 | 519 | 778 |
2003 | 196 | 63 | 259 | 519 | 778 |
2004 | 196 | 63 | 259 | 519 | 778 |
2005 | 196 | 63 | 259 | 519 | 778 |
En el crecimiento de la potencia instalada nominal de las últimas décadas predominan las unidades de generación termoeléctrica. El abastecimiento efectivo de la demanda estuvo signado por la oferta termoeléctrica, influida por períodos de mayor aporte hidroeléctrico. La oferta hidráulica creció en 25 años por la incorporación paulatina de las centrales Yacyretá, Xxxxxx xxx Xxxxxx y Xxxxx Xxxxx Leufú. La oferta termoeléctrica creció 287.8% desde 1992, año a partir del cual se desreguló el sistema eléctrico, con períodos de fuerte aceleración, y el parque nuclear 74.6%.
Potencia Nominal Bruta Instalada Sistema Integrado
POTENCIA NOMINAL BRUTA INSTALADA (Datos en MW a Diciembre de cada año) | |||||||||||
DATOS MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA - SISTEMA INTEGRADO | |||||||||||
AÑO | TÉRMICO | HIDROELÉCTRICO | NUCLEAR | BIOMASA | SOLAR | EÓLICA | TOTAL OFERTA NOMINAL GENERACIÓN | ||||
TV | TG | DI | CC | SUBTOTAL | |||||||
1992 | 4,857 | 1,518 | 82 | 84 | 6,541 | 5,721 | 1,005 | 13,267 | |||
1993 1994 | 4,836 4,836 | 1,597 2,128 | 84 84 | 84 84 | 6,601 7,132 | 6,384 7,309 | 1,005 1,005 | 13,990 15,446 | |||
1995 | 4,867 | 2,683 | 4 | 144 | 7,698 | 7,629 | 1,005 | 16,332 | |||
1996 | 4,783 | 2,943 | 4 | 144 | 7,874 | 8,230 | 1,005 | 17,109 | |||
1997 | 4,752 | 3,143 | 4 | 550 | 8,449 | 8,748 | 1,005 | 18,202 | |||
1998 | 4,548 | 3,161 | 4 | 1,513 | 9,226 | 8,668 | 1,005 | 18,899 | |||
1999 | 4,515 | 2,698 | 4 | 2,365 | 9,582 | 8,925 | 1,005 | 19,512 | |||
2000 | 4,515 | 2,032 | 4 | 4,238 | 10,789 | 8,925 | 1,005 | 20,719 | |||
2001 | 4,515 | 2,039 | 4 | 5,856 | 12,414 | 8,925 | 1,005 | 22,344 | |||
2002 | 4,521 | 2,223 | 4 | 6,271 | 12,812 | 9,586 | 1,005 | 23,403 | |||
2003 | 4,521 | 2,339 | 4 | 6,296 | 12,953 | 9,628 | 1,005 | 23,586 | |||
2004 | 4,526 | 2,317 | 4 | 6,299 | 12,927 | 9,699 | 1,005 | 23,631 | |||
2005 | 4,496 | 2,277 | 4 | 6,299 | 12,882 | 9,939 | 1,005 | 23,826 | |||
2006 | 4,463 | 2,264 | 4 | 6,363 | 13,094 | 10,009 | 1,005 | 24,108 | |||
2007 | 4,573 | 2,359 | 26 | 6,363 | 13,245 | 10,226 | 1,005 | 24,476 | |||
2008 | 4,438 | 3,512 | 267 | 6,935 | 15,065 | 10,233 | 1,005 | 26,303 | |||
2009 | 4,438 | 3,744 | 398 | 7,046 | 15,524 | 10,604 | 1,005 | 27,133 | |||
2010 | 4,438 | 3,588 | 607 | 8,185 | 16,624 | 10,604 | 1,005 | 28,233 | |||
2011 | 4,445 | 3,493 | 1,131 | 8,725 | 17,794 | 11,135 | 1,005 | 1 | 7 | 29,942 | |
2012 | 4,451 | 4,036 | 1,347 | 9,191 | 19,025 | 11,175 | 1,005 | 6 | 109 | 31,320 | |
2013 | 4,451 | 4,061 | 1,388 | 9,191 | 19,091 | 11,176 | 1,010 | 8 | 162 | 31,447 | |
2014 | 4,451 | 4,309 | 1,415 | 9,191 | 19,366 | 11,178 | 1,525 | 8 | 187 | 32,264 | |
2015 | 4,451 | 4,981 | 1,784 | 9,227 | 20,443 | 11,178 | 1,730 | 17 | 8 | 187 | 33,564 |
2016 | 4,451 | 5,251 | 1,835 | 9,227 | 20,764 | 11,240 | 1,755 | 17 | 8 | 187 | 33,971 |
2017 | 4,451 | 5,983 | 2,025 | 10,436 | 22,896 | 11,243 | 1,755 | 22 | 8 | 227 | 36,150 |
2018 | 4,451 | 7,237 | 1,808 | 11,034 | 24,531 | 11,288 | 1,755 | 23 | 191 | 750 | 38,538 |
2019 | 4,253 | 7,396 | 1,653 | 11,245 | 24,547 | 11,310 | 1,755 | 44 | 439 | 1,609 | 39,704 |
2020 | 4,254 | 6,298 | 1,693 | 13,120 | 25,365 | 11,344 | 1,755 | 105 | 759 | 2,623 | 41,951 |
Capacidad Nominal de Generación
La potencia instalada nominal está concentrada en generación termoeléctrica, aunque el nivel de indisponibilidad de la misma es relativamente elevado en relación a otras fuentes de generación, a excepción de la nuclear. Una cantidad no menor de unidades de potencia termoeléctrica muestra indisponibilidad de forma recurrente y no se encuentran en condiciones de generar, incluyendo el período de invierno en que las restricciones de combustibles reducen la potencia efectiva disponible.
CAPACIDAD NOMINAL DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (MW) - DICIEMBRE 2020
REGION TV TG CC DI TÉRMICO NUCLEAR HIDROELÉCTRICO SOLAR EÓLICA BIOGAS/
BIO
CUYO 120 114 386 40 660 0 1,141 205
COMAHUE 0 501 1,490 81 2,072 0 4,769
NOA 261 725 1,945 363 3,294 0 220
CENTRO 3 626 789 51 1,469 648
GBA-LIT-BAS 3,870 4,034 8,209 820 16,933 1,10
NEA 0 12 0 305 317
PATAGONIA 0 000 000 00
MÓVIL
TOTAL 4,254
% TERMICOS
% T
Se estima que, al fin de 2020 e inicios de 2021, la potencia efectiva disponible – que es menor a la nominal declarada por las razones ya citadas - llegó al orden de 32.000 MW incluyendo reserva rotante de 1.900 MW -, que no requirió ser utilizada en toda su magnitud debido a una demanda acotada en 2020 e inicios de 2021 – pese al leve incremento en el record de potencia el 25 de enero de 2021 -, tal como sucediera en 2019 y 2018, sin inconvenientes para atender la demanda.
El record de demanda de potencia para un Día Hábil que se mantenía desde febrero 2018 con 26.320 MW, fue superado el lunes 25 de enero de 2021 con un leve incremento de 0.5% ascendiendo a 26.450 MW. El fin de semana previo de altas temperaturas se superó el record de consumo de potencia para un día sábado, y el de energía diaria para un día domingo.
Como se mencionó, en enero de 2021, la demanda máxima de potencia eléctrica superó el registro de 2018, con un excedente de capacidad de generación más holgado. Se destaca la preponderancia del parque termoeléctrico en el despacho, con 17.274 MW en un record absoluto, comparado con 17.023 MW del anterior record del 8 de febrero de 2018.
La escasez de reserva de generación eléctrica que se verificó en inviernos y veranos hasta 2016, fue resuelta con la incorporación de una cantidad importante de potencia. Durante los días fríos de los inviernos 2019 y 2020 se comprobó que la incorporación de nueva potencia eléctrica, que se acentuó tras el programa de inversiones desde 2016, modificó la situación descripta con amplia capacidad disponible solo afectada por disponibilidad de combustibles.. La adecuada remuneración de potencia disponible es un factor relevante para esta disponibilidad, que asegura garantía de abastecimiento.
DISPONIBILIDAD GENERACIÓN ELÉCTRICA 29-7-2019 (MW) | |
Demanda Potencia Máxima | 20,811 |
Reserva Rotante (7.2%) | 1,498 |
Reserva Térmica | 9,292 |
TV | 3,117 |
TG | 4,872 |
Ciclos Combinados | 71 |
Motores | 1,232 |
Reserva sin Combustible | 947 |
TV | 155 |
TG | 753 |
Ciclos Combinados | 39 |
Reserva Hidroeléctrica | 790 |
TOTAL DISPONIBLE POTENCIAL | 33,338 |
DISPONIBILIDAD GENERACIÓN ELÉCTRICA 7-7-2020 (MW) | |
Demanda Potencia Máxima Reserva Rotante (7.2%) | 23,559 1,696 |
Reserva Térmica | 4,999 |
TV | 2,067 |
TG | 2,661 |
Ciclos Combinados | - |
Motores | 271 |
Reserva sin Combustible | 1,890 |
TV | 2 |
TG | 836 |
Ciclos Combinados | 1,052 |
Reserva Hidroeléctrica | 899 |
TOTAL DISPONIBLE POTENCIAL | 33,043 |
49.4% 30.8%
La indisponibilidad termoeléctrica también mejoró, ya que los generadores con unidades previas que no cuentan con contratos a término con CAMMESA invirtieron hasta 2018/2019, en que comenzó a reducirse la remuneración que perciben. Los ingresos por diferentes conceptos incrementados en 2016 a 2018 se utilizaron para mantener el parque en condiciones de disponibilidad y así recibir pagos por su disponibilidad. La incorporación de gran cantidad de unidades nuevas permitió compensar un incremento en la indisponibilidad de unidades más antiguas.
El incremento de potencia disponible efectiva mejoró sensiblemente en los últimos tres años y continuará en 2021 con el ingreso de algunas centrales aún en construcción. Las empresas del Grupo Xxxxxxxx continuaron invirtiendo en varias centrales con el cumplimiento de incorporación de potencia en general en plazos convenidos con nuevas unidades ingresadas como una unidad de cogeneración Renova.
La nueva capacidad de generación incorporada en 2019 responde en parte mínima a la licitación pública internacional convocada por la Resolución SEE 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería, en el que el Grupo Xxxxxxxx resultó adjudicatario de ofertas por 420 MW. Las centrales adjudicadas bajo dicha Resolución 21 ya se encuentran completadas. El Grupo Xxxxxxxx participó activamente con las siguientes centrales:
• La CTE de GEMSA fue habilitada comercialmente en septiembre 2017, con dos turbinas
Siemens SGT800 de 50 MW cada una, y en febrero 2018 con una tercera turbina de 50 MW.
• La CTI de GEMSA obtuvo en agosto 2017 la habilitación comercial de una turbina Siemens SGT800 de 50 MW, y en febrero 2018 con una segunda turbina de la misma potencia.
• La CTR de GEMSA obtuvo habilitación comercial en mayo 2017 para una nueva turbina Siemens SGT800 de 50 MW, adicional a los 40 MW existentes.
• La CTMM de GEMSA incorporó en julio 2017 100 MW de potencia nominal, que se agregan a los 250 MW existentes.
• En CTR se implementó el cierre a ciclo combinado incorporando una unidad turbo vapor de 60 MW a la turbina a gas de 130 MW existente. La habilitación comercial se obtuvo en agosto 2018.
Adicionalmente, diferentes empresas del Grupo Xxxxxxxx fueron adjudicadas con contratos a término con CAMMESA para expandir su potencia en los próximos años. En el marco de la licitación pública internacional para cierre de ciclo combinado y cogeneración eléctrica convocada la Resolución SEE 287-E/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica del Ministerio de Energía y Minería, el Grupo Xxxxxxxx resultó adjudicado con 3 proyectos para instalar 283 MW de nueva capacidad que se encuentran en proceso de ingreso, al igual que otras unidades de diferentes empresas. El Grupo Xxxxxxxx participa con las siguientes centrales:
• Cierre de Ciclo por 129 MW en la CTMM, en Córdoba
• Cierre de Ciclo por 154 MW en la CTE, en Buenos Aires. En julio de 2021, GEMSA emitió las obligaciones negociables clase XV y obligaciones negociables clase XVI por el equivalente total a U$S 130 millones de Dólares Estadounidenses con el objeto exclusivo de financiar la realización de las obras del cierre de ciclo. Se espera que el cierre de ciclo esté operativo en el tercer trimestre del 2023.
Infraestructura Eléctrica
Existen tres grandes centros de oferta de generación eléctrica en la Argentina:
• Ciudad de Buenos Aires-GBA-Litoral (en Litoral se incluye Salto Grande)
• Comahue
• NEA
Históricamente, la oferta y la demanda eléctrica estaban vinculados por un Sistema Radial hacia Buenos Aires, con riesgos de inestabilidad en diversas regiones de reciente crecimiento de demanda con generación local insuficiente, como por ejemplo Xxxx, XXX xx Xxxxx, Xxxxxx y GBA. Durante la Administración del 2002 al 2015 se realizaron grandes inversiones en una sustancial expansión del sistema de transmisión eléctrico en 500 kV con un tendido periférico de líneas de extra alta tensión en 550 kV que posiblemente no posean razonabilidad económica inmediata pero que sí la tendrán en el largo plazo:
• NOA-NEA
• Nueva línea Litoral-Buenos Aires
• Comahue-Cuyo
• Patagonia Sur
En la Administración del 2015 al 2019 no se realizaron nuevas líneas de transmisión eléctrica de alta tensión, ni tampoco en 2020 durante la nueva Administración debido a la restricción financiera que afecta al país. La ocurrencia de un black out general el 16 xx xxxxx de 2019 dejó sin suministro eléctrico a todo el país e incluso afectó a países vecinos con quienes existen interconexiones, en un evento que nunca había ocurrido. La nueva Administración que asumió en diciembre 2019 expresa su intención de construir algunas líneas que se intentaron licitar en 2019, aunque la crisis financiera en la que se encuentra la
Argentina impide la iniciativa. Es necesario construir algunas líneas que alivien la congestión que sitúa al límite a las líneas existentes en el eje de la región Centro-Litoral-GBA, además de algunas líneas menores en la provincia de Buenos Aires y Santa Fe. Varias unidades de generación renovable no podrán despachar simultáneamente por la insuficiente capacidad de transmisión en algunas líneas a las que se encuentran conectadas en el Noroeste y Patagonia. El incremento de la oferta degeneración eléctrica desde 1992, se concentra en un 32.7% en el período 1992 a 2001, en que se instrumentó una transformación profunda del Sector Eléctrico. No obstante, el desaceleramiento pronunciado tras la interrupción del régimen contractual y regulatorio de 2002, la crisis eléctrica de 2007 motorizó diversos proyectos de generación con fuerte intervención y financiamiento estatal. Es importante señalar que existió incorporación de potencia de generación relevante en el período 2002-2015 – en especial desde 2008 - que constituye el 37.2% del total incorporado desde 1992, en base a inversiones con fondos estatales sin dinamismo relevante del capital privado a excepción de los programas de Energía Distribuida, y renovables en los que efectivamente participa la inversión privada. En solo los últimos cuatro años entre 2016 y 2020, la potencia incorporada asciende a 8.388 MW con un importante 30.1% del total adicionado desde 1992, en un lapso breve.
PERÍODO | TÉRMICO | HIDROELÉCTRICO | NUCLEAR | BIOMASA |
1992-2020 | 18,570 | 5,083 | 750 | |
1992-2001 | 5,945 | 3,183 | ||
2002-2015 | 7,703 | |||
2016-2 |
INCREMENTO OFERTA NOMINAL (MW) - DATOS NOMINALES
EÓLICA S
Desde 1992, la expansión del parque de generación se concentró en generación termoeléctrica, sin embargo durante la administración anterior, esto es entre 2016 y 2020, irrumpieron las fuentes de origen renovables, de importante proyección de incorporación para el período 2021/2022.
La Demanda Bruta de Electricidad para mercado interno y externo – incluyendo las pérdidas en el sistema de transmisión y distribución y el consumo propio en unidades de generación rotante –, ha visto crecer el suministro termoeléctrico en forma notoria en las últimas décadas, acompañado con un suave incremento de la oferta hidroeléctrica por la incorporación de la etapa final de la CH Yacyretá en paulatino incremento de su cota de generación desde el 2006.
La oferta hidroeléctrica varía considerablemente entre los diferentes meses del año, y entre diferentes años: 2020 fue el año de menor aporte hidroeléctrico desde 1999, a pesar de la mayor potencia nominal hidroeléctrica. Asimismo, varía entre años debido a la mayor o menor oferta de lluvias en el Noreste, o de lluvias y nieve en el Comahue, Cuyo, y Noroeste en menor medida.
La excelente participación del sector hidroeléctrico alcanzada entre el invierno 2009 e inicios de 2010 – con participación de hasta el 50% -, debe ser considerada como una situación muy inusual en la Argentina al minimizarse la importación de combustibles para generación térmica, que no se repitió desde entonces con sequías pronunciadas que encarecieron el suministro eléctrico. 2017 y 2018 tuvieron buen nivel de generación hidroeléctrica, reduciéndose considerablemente en 2019 con una contracción de 11.5% y un
-17.7% adicional en 2020.
La demanda de energía eléctrica mostró entre 2016 y 2020 un desaceleramiento de su tendencia al crecimiento, con un agravamiento en 2019 en parte influido por temperaturas invernales moderadas. En 2020, la contribución de exportaciones importantes a Brasil en los últimos meses, permitió mostrar un leve repunte de 1.2% respecto a 2019, aunque le mercado interno se redujo. La tendencia de largo plazo muestra morigeración de la demanda de electricidad en períodos de caída de la economía como el 2016, 2018, 2019 y especialmente 2020, con influencia de los ajustes tarifarios que se implementaron hasta febrero 2019 para mejorar parcialmente la cobertura del costo de abastecimiento eléctrico. A pesar del congelamiento tarifario desde esa fecha, se estima la reducción de demanda interna bruta de electricidad en -2.9% en 2019 y -1.0% en 2020.
La correlación entre evolución del PBI y demanda eléctrica muestra una dispersión importante, aunque puede concluirse que ante reducción fuerte del PBI la demanda eléctrica cae relativamente poco. Igualmente debe considerarse que, en un entorno de crecimiento económico bajo, la demanda eléctrica crece a tasas mayores al PBI.
CAMMESA divide a la Argentina en Regiones que presentan características similares desde el punto de vista de la demanda, de las características socio-económicas y de la integración de cada subsistema eléctrico.
La demanda se localiza muy concentrada en el área CABA-Gran Buenos Aires-Litoral, que reunía el 61.4% de la demanda eléctrica total del país en 2019. Si bien las tasas de crecimiento en otras regiones como Noroeste, Comahue y Patagonia son superiores al resto de las regiones del país y la demanda xx XXXX-Gran Buenos Aires se encuentra influenciada por los reajustes tarifarios, los cambios de la presente estructura no serán materiales en el futuro.
La demanda de energía bruta – considerando pérdidas en distribución y transmisión, consumo propio en generación térmica y nuclear, y pequeñas exportaciones a Uruguay y Brasil -, registró un leve incremento de 0.3% en 2018, tras la reducción de -2.0% de 2017. En 2017 y pese a la expansión económica de 2.8% de ese año, la demanda eléctrica en el mercado interno se redujo -2.2% por la influencia de ajustes tarifarios, pero especialmente por el moderado verano 2016/2017. En 2018 las temperaturas superiores a las normales en invierno y ajustes tarifarios en un marco recesivo, arrojaron un leve incremento de 0.3% en el mercado interno. En 2019 se registró una caída anual de -2.9% que fue aún superior en meses de invierno ya que las temperaturas fueron moderadas respecto a 2018; la mayor temperatura de fin de 2019 acentuó el incremento de demanda respecto al moderado fin de 2018. En 2020, estimaciones indican una reducción de demanda bruta interna de -1.0% pese al congelamiento tarifario. El estancamiento económico impacta en el ritmo de incremento de demanda junto a los reajustes tarifarios, previéndose que las tasas de crecimiento volverán a ser similares a las históricas cuando la economía retome una senda de crecimiento sostenido.
La reducción de la demanda de energía puede advertirse en la evolución del promedio móvil de doce meses, que muestra la inercia del proceso hasta mitad de 2019, incipiente recuperación posterior, y renovada caída por efecto del aislamiento social.
Un análisis interanual directo – a diferencia del promedio móvil de doce meses, que es útil para ver los cambios de tendencia inercial – muestra tasas de crecimiento de 5 a 10% durante el 2010 e inicios de 2011, con abrupta desaceleración incluyendo valores negativos en 2012 e inicios de 2013, retomando alto crecimiento tras el invierno 2012. Diciembre 2013 y enero 2014 muestran reacciones favorables de la demanda residencial y comercial ante la ola de calor que afectó a la zona central de la Argentina en dichos períodos, que en diciembre 2014 se revirtió con una fuerte caída de demanda al normalizarse las temperaturas. Desde fines de 2015, la actividad económica muestra caídas y en especial en el sector industrial que es muy importante en el consumo total de electricidad. En 2017 la actividad industrial se recuperó, y la demanda bruta anual de energía mostró una expansión moderada de 1.8%. En 2018, la recesión económica y las temperaturas moderadas de noviembre y diciembre afectaron la demanda de los últimos meses de dicho año, finalizando con una contracción de -0.4%.
En 2019 se produjo una fuerte reducción de -2.9% en la demanda anual de energía eléctrica. El segmento de demanda eléctrica residencial redujo su demanda en -2.9% en 2019 tras expansión de 2.0% en 2018, influida por las temperaturas de invierno y verano. En 2017 la demanda eléctrica de este segmento se había reducido -2.0% por efecto de ajustes tarifarios y temperaturas moderadas en verano e invierno, tras 3.0% en 2016 respecto a 2015, un registro mayor al 2.1% del recesivo 2014 respecto al 2013, pero inferior al 7.7% del 2015. En 2020 se registró un fuerte aumento de 8.0% por el congelamiento tarifario y el aislamiento social, con más personas en sus domicilios.
El segmento de demanda eléctrica comercial creció 3.2% en 2016 respecto a 2015, mayor al 0.2% de 2014, e inferior al 3.8% del 2015. En 2017, este segmento se redujo -0.4% y en 2018 otro -0.4%. En 2019 la tendencia se acentuó a -3.1%. Probablemente los ajustes tarifarios iniciados en febrero 2016 en energía eléctrica – seguidos de ajustes en el sector del gas natural en abril 2016 -, afectan en parte a la demanda de consumidores. En 2020 se registró una fuerte contracción de -5.3% por la grave crisis económica que afecta a estos consumidores.
La caída de actividad industrial finalizó a inicios de 2017 y el incremento de actividad se extendió hasta inicios de 2018, en que nuevamente se inició una contracción relevante con aceleramiento en los últimos meses de ese año. En 2016 el segmento Industrial había mostrado reducción de demanda eléctrica de - 4.7% tras un modesto +0.8% de 2015. En 2017 la reactivación industrial arrojó un aumento de demanda eléctrica de 2.0%, en tanto 2018 finalizó con -1.3% con guarismos interanuales muy negativos de -5.8%
y -9.7% en noviembre y diciembre 2018. En 2019 la tendencia recesiva se acentuó hasta mitad de año, con una contracción anual de -3.6%, resaltándose la recuperación de algunos meses. En 2020 se registró una fuerte contracción de -11.3% por la grave crisis económica, con recuperación a fin de año al comparar con malos meses de 2019.
El crecimiento de la demanda de energía desde los años 2000 aumentó la necesidad de abastecimiento de combustibles para las centrales térmicas de generación. A su vez, la demanda puntual horaria de potencia incidió sobre el parque de generación disponible para atender la demanda máxima en horas de la noche de invierno, o de la tarde en verano. A fin de minimizar los riesgos xx xxxxxx intempestivos al segmento residencial y comercial, el Gobierno del ex presidente Xxxxx estableció un sistema xx xxxxxx de suministro consensuados con grandes industrias.
El crecimiento de la demanda de energía desde los años 2000, aumentó la necesidad de abastecimiento de combustibles para el despacho del parque generador termoeléctrico. A su vez, la demanda puntual horaria de potencia incidió sobre el parque de generación disponible para atender la demanda máxima en horas de la noche de invierno, o de la tarde en verano. A fin de minimizar los riesgos xx xxxxxx intempestivos al segmento residencial y comercial, se recurrió entre 2007 y 2014 restricciones consensuadas al consumo con grandes industrias, como por ejemplo en los inviernos 2010 y 2011 – sin llegar a los niveles extraordinarios del invierno 2007 de grave crisis -, que no fueron necesarios en 2012. En 2013, nuevamente se requirieron reducciones de demanda eléctrica industrial en diciembre para atender la demanda residencial y comercial, al igual que en enero 2014. Ni en el verano ni invierno 2015 fueron necesarias restricciones a consumidores industriales para abastecer la demanda residencial/comercial de electricidad, aunque sí se produjeron interrupciones forzadas de suministro por inconvenientes en la distribución eléctrica.
En febrero 2016, la elevada demanda eléctrica residencial y comercial por temperaturas elevadas, causó cortes programados y también intempestivos en el suministro eléctrico, que CAMMESA estimó en 1.000 MW. En el 2017 la demanda se moderó y fue menor a la disponibilidad del sistema eléctrico de generación, al contarse con mayor oferta disponible y temperaturas moderadas. En 2018 se superó el récord de demanda de potencia en febrero como se detalló previamente, atendido sin mayores contratiempos con disponibilidad local y sin necesidad de realizar importaciones. En el inicio de 2019, un día de temperaturas elevadas impulsó demanda elevada de potencia atendida con reservas suficientes. En 2020, el excedente de generación disponible permitió atender un nuevo record de demanda de potencia sin problemas, con excedentes importantes y con mínimas interrupciones forzadas a nivel de distribución.
En ningún invierno del 2015 al 2020 se marcaron registros máximos de potencia. Las temperaturas templadas incidieron en la demanda en 2015; la recesión económica en 2016; un invierno inusualmente templado en 2017; un invierno frio 2018 con recesión económica e incrementos tarifarios; un invierno templado en 2019; un invierno frío en 2020, aunque con demanda eléctrica total débil por la crisis económica que afectó la actividad comercial e industrial. En el verano 2017 se marcó un récord de potencia para un día Hábil hasta esa fecha, con altas temperaturas en Buenos Aires con 25.628 MW. El 8 de febrero de 2018 se superó aquel récord de demanda de potencia con 26.320 MW, que fue superado recién el 25 de enero de 2021 con 26.450 MW. Este récord permanece vigente hasta el momento. Este récord permanece vigente hasta la fecha de publicación del presente Prospecto.
Al igual que en el gas natural, la estacionalidad de la demanda eléctrica– tanto de energía como de potencia
– influye en necesidades de inversión, que se dimensionan para atender máximos de demanda invernal y estival, generando excedentes en otros momentos del año que generan competencia en dichos períodos.
La demanda de potencia eléctrica es máxima en las horas de la tarde y noche en verano, y solo en la noche en invierno (fundamentalmente debido al uso intenso de calentadores eléctricos, ante el diferencial de costo y simplicidad con relación al gas natural).
Es importante destacar que la capacidad nominal de generación no coincide necesariamente con la que se encuentra disponible en forma efectiva en los momentos de máxima demanda. Tanto en verano como especialmente en invierno, la capacidad efectiva de generación para atender la demanda, encuentra limitaciones. El parque de unidades TV posee varias décadas de funcionamiento y alto consumo especifico, que el Gobierno desea reemplazar incorporando nuevos ciclos combinados y plantas de cogeneración - como los proyectos en que participa el Grupo Xxxxxxxx -, y suelen presentar indisponibilidad debido a mantenimientos programados y correctivos. Estimamos que pese a la existencia de 4.253 MW nominales de generación TV, solo puede contarse para despacho regular aproximadamente de 1.500 a 1.800 MW en forma simultánea y sostenida. No obstante su obsolescencia, es probable que estas unidades continúen despachadas inclusive en forma forzada, ya que se requieren para abastecer la demanda eléctrica dentro de la Ciudad de Buenos Aires donde no es posible instalar grandes líneas de transmisión eléctrica para llevar suministro a los consumidores. Algo similar ocurre con algunas de las unidades TG en ciclo abierto y motores diésel, que por distintas causas poseen una disponibilidad inferior a los casi 7.991 MW de potencia nominal instalada. Las unidades bajo los Programas Energía Distribuida de ENARSA (hoy IEASA) en base a gas oil muestran buen nivel de operatividad – con retiros de unidades al vencer sus contratos de potencia con CAMMESA -, aunque con consumos específicos elevados respecto a unidades de ciclos combinados.
Las políticas de incorporación agresiva de nueva potencia desde 2016 tuvieron resultados favorables, aunque no es probable contar con todo el parque nominal en forma simultánea. Puede asumirse un porcentaje de indisponibilidad de 20% - similar al actual -, si se mantuvieran los pagos a todos generadores según su régimen regulatorio/contractual. Este valor aparece como históricamente bueno, con porcentajes de indisponibilidad en parque termoeléctrico que ha sido del 30%, con pocos años por debajo del 20%. En general, el porcentaje indisponible en el parque hidroeléctrico es poco significativo, a excepción del daño existente en los turbo grupos de Yacyretá. En el parque nuclear la indisponibilidad histórica ha sido alta con mantenimientos periódicos a los que hay que someter a las unidades. La CN Embalse retornó a operación en febrero 2019 en forma satisfactoria, tras más de 3 años de trabajos para extender su vida útil. El parque nuclear operó con CN Atucha I y CN Atucha II, con despacho errático entre 2017 y 2019. La CN Atucha II se encuentra fuera de operación y/ limitada desde noviembre 2018 con breves reingresos. La disponibilidad de combustibles en meses de invierno es un factor limitante que se suma a la indisponibilidad técnica por mantenimientos o roturas en unidades termoeléctricas. Los costos y logística para suministrar fuel oil, gas oil y carbón en sustitución del gas natural, es clave para la disponibilidad futura de unidades térmicas. En diciembre 2019, el Ministerio de Producción emitió una nueva Resolución concentrando todas las adquisiciones y asignaciones de combustibles a las centrales termoeléctricas, privando a las empresas de firmar sus propios contratos. Ante la insuficiencia de gas en meses de invierno, se consumieron cantidades importantes de combustibles alternativos para generar energía eléctrica con costos que en muchas ocasiones superaron 250 U$S/MWh hasta el invierno 2014, tras el cual se produjo una fuerte caída de los precios internacionales del petróleo que permitió reducir los costos de generación termoeléctrica. La mayor disponibilidad de gas local con precios en fuerte reducción permite una mejora sustancial en costos de estas fuentes de generación.
En 2020 la nueva reducción de precios internacionales permitió superar la menor oferta de gas local, con costos razonables.
Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica Comercial
El Costo Monómico de generación de CAMMESA se traslada como precio efectivo en modo casi completo, únicamente al segmento Industrial xxx xxxxxxx eléctrico desde 2018. El traslado es solo parcial a los segmentos de consumidores Residenciales y Comerciales, a pesar de los incrementos dispuestos para el Precio Estacional de la Energía xxxxx xxxxxxx 0000 y 0000.Xx devaluación de la moneda argentina retrasa la recuperación efectiva de costos de generación en el sistema, ya que el traspaso a consumidores residenciales, comerciales y PyMEs no reflejó el incremento que existe. Esta situación de congelamiento nominal del Precio Estacional se extendió desde diciembre 2019 por disposición de la denominada Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, prorrogada en numerosas oportunidades durante el 2020. CAMMESA fue modificando su criterio de cómputo de los costos reales de abastecimiento eléctrico. En 2016 comenzó a computarse el verdadero costo del gas importado desde Bolivia y del LNG que hasta ese momento se asumía como el valor subvencionado por ENARSA, inferior al precio real. Este sinceramiento de CAMMESA en relación a la metodología que consideraba todo gas importado al mismo bajo precio que el gas local, favoreció en 2016 y 2017 una contención de costos de generación termoeléctrica al reducirse significativamente los precios de importación de combustibles que influyen en el Sobrecosto Transitorio de Despacho, por la caída del precio del petróleo a nivel internacional. La situación se revirtió en 2018 con el incremento de precios del petróleo que impulsó los precios de LNG, del gas importado desde Bolivia, y del gas oil. Si bien el costo del gas local para generación termoeléctrica se mantuvo inicialmente en torno a un promedio general de 5 U$S/MMBTU, diferentes disposiciones de la Secretaría de Energía incidieron en la reducción del mismo desde agosto hasta diciembre 2018 y con mayor impacto durante todo 2019 y 2020, a niveles de precios que consideramos inferiores a los costos de desarrollo de gas.
Desde octubre 2018 en que se alcanzaron los mayores valores del petróleo internacional, se produjo una retracción de precios del orden del 35%, que sumado a la disponibilidad de gas local de precios menores que años previos, permitió una reducción de costos en combustibles del sistema eléctrico en 2019 y también será similar en 2020. Los Ciclos Combinados son protagonistas crecientes en la oferta térmica, con complemento limitado de unidades TV, y unidades TG. Durante los próximos años se mantendrá esta estructura de despacho termoeléctrico aun elevada, con consumo de combustibles fósiles con fuerte preferencia del gas natural. El avance xx xxxxxxx renovables incide en el despacho termoeléctrico, aunque en magnitud limitada en 2020 y 2021. Los nuevos proyectos hidroeléctricos y nucleares demandarán años e inversiones de miles de millones de dólares para lograr una modificación en la dependencia de combustibles para la oferta termoeléctrica. El aumento paulatino de la cota del embalse de la CH Yacyretá desde 2010 y 2011 permitió completar la potencia de diseño de Yacyretá, aunque la afectación y daño parcial de todos los turbo grupos por cavitación producida entre 2007 y 2010, disminuyó el 20% de la potencia efectiva de las unidades aun no reparadas de las 20 existentes. Actualmente existen entre una y tres unidades simultáneamente en reparación para restituir la potencia de diseño. Estimamos que la potencia completa de Yacyretá de
3.200 MW – actual disponibilidad limitada a 2.700 MW en conjunto de la Argentina y Paraguay
cuando la hidraulicidad es normal -, y el despacho máximo de energía se alcanzarán recién hacia 2022. Durante 2020 la histórica sequía que afecta los xxxx del Sudeste de Brasil, influyen en la disponibilidad de la central Yacyretá.
El black out del 00 xx xxxxx xx 0000 xx xx Xxxxxxxxx y la restitución del suministro eléctrico, produjo una falla grave en los aisladores de una de las subestaciones transformadoras de Yacyretá hacia la Argentina reduciendo su aporte por seguridad, con fecha de reparación para inicios de 2021. Esta limitación y la afluencia reducida del río Paraná, llevó a un mayor despacho termoeléctrico que el esperado durante el año. Similar situación sobre el río Uruguay llevó a la reducción de aportes de la CH Salto Grande, afectando decisivamente el aporte hidroeléctrico en 0000.Xx existen centrales relevantes en construcción que no vayan a utilizar combustibles fósiles, a excepción de las dos represas hidroeléctricas de punta de Santa Xxxx que tardarán varios años en finalizar su construcción. La mayor parte de las centrales en construcción son centrales a gas natural con cierres a ciclos combinados de TG, y centrales de cogeneración eficientes, ahora con perspectiva favorable de oferta local de gas incremental si los precios fueran suficientes para justificar su desarrollo.
La restricción para el desarrollo futuro de gas por un productor será mayormente debido a la dificultad de vender este combustible todo el año, en un mercado que presenta estacionalidad y que enfrentará la irrupción de generadores xx xxxxxxx renovables. La posibilidad de las centrales termoeléctricas de firmar contratos de largo plazo con estos productores hidrocarburíferos quedó suspendida por medio de la Resolución del Ministerio de Desarrollo Productivo 12/2019 que sólo permite tal posibilidad a CAMMESA.
El despacho efectivo de los Ciclos Combinados se realiza en función del combustible del que disponen – con interrumpibilidad de gas natural en invierno para algunas plantas que se solucionará cuando las empresas puedan negociar libremente su abastecimiento como incipientemente comenzó a fin de 2018 en virtud de lo dispuesto por la Resolución de la ex Secretaría de Gobierno 70/2018 – en tanto las unidades TV y TG presentan alta indisponibilidad. Los costos derivados de la mayor generación termoeléctrica con consumo de combustibles líquidos, incrementa los costos de generación del sistema eléctrico como se ve en el gráfico en Pesos corrientes publicado por CAMMESA.
Los precios de gas con destino a generación eléctrica fueron establecidos en Dólares desde julio 2009 con un sendero de crecimiento para gas proveniente de cada cuenca, con un incremento importante en términos relativos, aunque en 2010 no se produjeron aumentos para el gas convencional – a diferencia del gas de algunos proyectos específicos más complejos tenían costos de desarrollo más elevados superiores a 5 U$S/MMBTU en boca xx xxxx en cuenca Neuquina. No obstante, los precios de gas local destinados a generación termoeléctrica se mantuvieron reducidos en promedio hasta mitad de 2016, momento en que el Gobierno decidió incrementarlos a 4.50 U$S/MMBTU a 5.2 U$S/MMBTU, dependiendo de la cuenca de origen. Estos precios se mantuvieron en 2017 y hasta mitad de 2018, en que comenzaron a reducirse en diferentes esquemas de compra organizados por el Gobierno.
IV –NORMAS CON INFLUENCIA EN GENERADORES ELÉCTRICOS
La normativa de CAMMESA y Secretaría de Energía ha ido evolucionando con algunas señales positivas para ciertos generadores termoeléctricos de alta eficiencia, al reconocerse mayores ingresos en función de mejoras en la disponibilidad de potencia y despacho regular en base a diferentes tipos de combustibles.
Resolución 1281/2006 - Energía Plus
En primer lugar, debe destacarse la Resolución de la Secretaría de Energía 1281/2006, por medio de la cual se creó el régimen “Energía Plus”. Esta norma propició la inversión en nuevas unidades de generación termoeléctrica, ya que estableció que los consumidores industriales de energía eléctrica con demandas superiores a 300 kW deberían contratar su abastecimiento de demanda por sobre el nivel que hubieran tenido en el año 2005 con empresas de generación eléctrica que adicionen nuevas unidades de oferta.
La norma propiciaba que los generadores con nueva oferta de generación eléctrica, y los consumidores industriales con demanda superior a la del 2005 negociaran acuerdos de suministro eléctrico en forma directa. La norma establece que la Secretaría de Energía debería aprobar los contratos que se celebrasen, en función de una remuneración adecuada de la inversión y costos de operación y combustibles.
El efecto directo de esta Resolución 1281/2016 fue la inversión privada en nuevas unidades de generación termoeléctrica por parte de inversores privados, que encontraron ingresos razonables que permitieron un retorno financiero sobre sus inversiones. Empresas privadas industriales y generadores privados como Generación Mediterránea S.A., Genelba S.A., Generación Independencia S.A., Central Loma de la Lata S.A. y Central Xxxxxx S.A. son las empresas más importantes actuando
en este mercado, que cuenta con la posibilidad de ofrecer un suministro a precios realistas que cubren sus costos y remuneran sus inversiones.
Resolución 220/2007
Complementando la Resolución 1281/2006, la Secretaría de Energía publicó el 18 de enero de 2007 la Resolución 220, por medio de la cual amplía la posibilidad de contratación de la energía a generar por inversores en nueva oferta de generación.
Esta Resolución 220/2007 establece que CAMMESA podrá firmar contratos de abastecimiento con “las ofertas de disponibilidad de generación y energía asociada adicionales, presentadas por parte de agentes generadores, cogeneradores o autogeneradores” que a la fecha de la Resolución no estuvieran en actividad (los “Contratos de Abastecimiento MEM”). De este modo, se establece que numerosos proyectos de inversión en los cuales participaba ENARSA e inversores privados pudieran vender a largo plazo – hasta un máximo de 10 años - su nueva potencia y la energía que pudieran aportar cuando fueran despachados.
Estos Contratos de Abastecimiento MEM o Contratos de Abastecimiento 220 como se conocen en el mercado energético, contemplan el pago de todos los costos operativos y variables, así como también la remuneración de la inversión y una utilidad para la empresa, de modo similar a los contratos bajo el esquema de Energía Plus descriptos anteriormente. Este impulso de un nuevo contratante de potencia y energía de largo plazo propició la inversión por parte de inversores en nueva oferta de generación termoeléctrica, entre los que se destacan Generación Mediterránea S.A. y Generación Independencia S.A., entre otras empresas en las que participa Albanesi.
El cumplimiento por parte de CAMMESA de sus obligaciones de pago emergentes de esta modalidad contractual bajo la Resolución 220/2007 es satisfactorio y permitió el financiamiento de distintas inversiones. Si bien el plazo de pago se extendió por sobre 60 días, el mismo es respetado en forma regular por CAMMESA, lo que brinda certidumbre y confiabilidad para el financiamiento de nuevas inversiones de tamaño acotado por parte del sector privado. IEASA presenta una modalidad de pago similar, cumpliéndose con las condiciones contractuales que algunos generadores poseen con esta empresa estatal.
Resolución 95/2013
El 22 xx xxxxx de 2013, la Secretaría de Energía emitió la Resolución 95/2013 que incrementa los ingresos de los generadores eléctricos que cumplan con determinadas condiciones de disponibilidad de su potencia y provisión de energía, vinculados con la tecnología y eficiencia con la que cuenten.
Esta Resolución 95 aplica un esquema de remuneración de los costos fijos de agentes generadores, incluso de aquellos que hubieran calificado bajos las Resoluciones 1281/2006 y 220/2007 anteriormente descriptas. Bajo este esquema de la Resolución 95, y desde las transacciones económicas correspondientes al mes de febrero de 2013, se remunera la Potencia Puesta a Disposición de las unidades generadoras en las horas de remuneración de la potencia de acuerdo con ciertos requerimientos.
Asimismo, se estableció que el valor del Precio de la Remuneración de los Costos Fijos no podrá ser en ningún caso inferior a 12 $/MW-hrp. La Resolución 95/2013 estableció un esquema de remuneración de Costos Variables – no referidos a combustibles – que se determina mensualmente en función de la energía efectivamente generada. Este esquema de remuneración es asimismo función del tipo de combustible, reconociendo mayor remuneración cuando el consumo de combustibles es gas oil por los mayores costos aparejados a este combustible.
Adicionalmente se creó un concepto de “Remuneración Adicional”, por el cual los generadores perciben ingresos adicionales, una porción de los cuales se cobra en forma directa y otra se destina a un fideicomiso para ser reinvertido en nuevos proyectos de infraestructura en el Sector Eléctrico establecidas por la Secretaria de Energía.
Independientemente de los valores absolutos de estos mayores ingresos y del detalle de los mismos, y de la complejidad intrínseca de la Resolución 95/2013, la misma se considera relevante por representar mayores ingresos a los generadores eléctricos.
La Resolución 95 estableció que se suspendía la registración de nuevos contratos a término para la venta de energía eléctrica directa a consumidores industriales. Los consumidores industriales pasaron a adquirir su energía directamente de CAMMESA, y los generadores solo percibirían ingresos derivados de los conceptos establecidos en la Resolución 95/2013. A fin de percibir estos ingresos, los generadores debieron renunciar a reclamos legales y administrativos por modificación de lo previsto originalmente en el Marco Regulatorio.
La Resolución 95/2013, modificada por la Resolución 529/2014, ha sido modificada en reiteradas ocasiones con el objetivo de ir actualizando los valores remunerativos de los generadores. Las Resoluciones de la Secretaría de Energía 22/16, 19/17 y luego la Resolución de la entonces Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico 1/19, 31/2020 y 440/2021 de la actual Secretaría de Energía, modificaron el régimen completo de remuneración de generación.
Nota 2053/2013
La Nota SE 2053/2013 estableció el orden de prelación en los pagos de los diferentes conceptos de la Resolución 95/2013, otorgando el primer lugar a los costos fijos de generación, seguidos de los costos variables no combustibles, los de combustibles propios si los hubiera, y la Remuneración Adicional directa; en segundo término, se pagaría el Servicio de Regulación de Frecuencia y Reserva de Corto Plazo; y en tercer orden, la Remuneración Adicional Fideicomiso.
La Nota 2035 también estableció que el abastecimiento de los combustibles a las centrales y la gestión comercial y despacho de los mismos quedaría centralizado en CAMMESA.
Resolución 529/2014
El 23 xx xxxx de 2014, se publicó la Resolución 529/2014 de la Secretaría de Energía que incrementó los montos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013, anteriormente detallada.
La Resolución 529 modificó la Remuneración de Costos Fijos en función de su disponibilidad. Esta Resolución adicionalmente creó un nuevo esquema de “Remuneración de los Mantenimientos No Recurrentes” para los generadores a los que les resultare aplicable el concepto, que se determina mensualmente en función de la Energía Total Generada. CAMMESA deberá emitir certificados de liquidaciones para proveer al pago por el generador de los mantenimientos mayores que pudieran requerir sus unidades, sujeto a aprobación de la Secretaría de Energía.
Resolución 482/2015
Con considerable retraso, el 17 de julio de 2015 se publicó la Resolución 482/2015 de la ex Secretaría de Energía de la Nación por la cual se ajustaron e incrementaron diversos conceptos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional indirecta y Fideicomiso para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013 y ajustadas a su vez por la Resolución 529/2014, anteriormente detalladas. Adicionalmente estableció los valores para los mantenimientos mayores. También redefinió el incentivo de mayores ingresos en función de la eficiencia operativa en función del consumo específico de combustibles.
Asimismo, la Resolución incluyó un esquema de aportes específicos destinados a las inversiones a ser desarrolladas en el programa de inversiones en el fideicomiso FONINVEMEM 2015-2018.
Esta Resolución sufrió retrasos y originó costos financieros a diversos generadores eléctricos que fueron afectados en parte por la depreciación de la moneda ocurrida en 2015 que mensualmente
redujo los ingresos en Dólares, y a la vez y más importante aún, por el incremento de costos diversos por el proceso inflacionario experimentado en 2015. La Resolución se aplicó en forma retroactiva a las liquidaciones de febrero 2015 y hasta el mes de diciembre de 2018.
Decreto 134/2015
En diciembre de 2015, el Gobierno Argentino, mediante el Decreto 134/2015, declaró la emergencia del sector eléctrico nacional, vigente hasta el 31 diciembre de 2017. El estado de emergencia permitió al Gobierno argentino tomar acciones destinadas a garantizar el suministro de electricidad en Argentina, tales como instruir al entonces MEyM a desarrollar e implementar, con la colaboración de todas las entidades públicas nacionales, un programa coordinado para garantizar la calidad y la seguridad del sistema eléctrico y racionalizar el consumo de energía de las entidades públicas. A pesar de que el estado de emergencia no fue prorrogado, el Gobierno argentino continuó interviniendo el sector eléctrico y las medidas que permitan regularizar la situación aún no fueron adoptadas.
Resolución 22/2016
El 30 xx xxxxx de 2016 se publicó la Resolución 22/2016 de la entonces Secretaría de Energía Eléctrica de la Nación por medio de la cual se ajustaron e incrementaron diversos conceptos de remuneración de costos fijos, costos variables y Remuneración Adicional indirecta y Fideicomiso para generadores térmicos e hidráulicos nacionales establecidos por la Resolución 95/2013 y ajustadas a su vez por la Resolución 529/2014 y 482/2015, anteriormente detalladas. Los ajustes fueron considerables en algunos segmentos, y el Gobierno de aquél entonces procuró reconocer el impacto en diferentes costos e inversiones de mantenimiento que había tenido la devaluación de la moneda, así como el proceso inflacionario. La Resolución se aplicó en forma retroactiva a las liquidaciones de febrero 2016.
La Resolución mantuvo el concepto de recursos adicionales destinados a financiar las inversiones contempladas en el programa de inversiones en el fideicomiso FONINVEMEM 2015- 2018.
El 27 de enero de 2017 la entonces Secretaría de Energía Eléctrica emitió la Resolución 00 - X/0000 que estableció un nuevo esquema de remuneración a los generadores eléctricos, estableciendo remuneraciones Dólares. La Resolución SEE 19– E/2017 está dirigida a valorizar las disponibilidades de potencia con un reconocimiento adecuado de los costos, mediante el compromiso de disponibilidad a mediano plazo bajo contratos de un plazo de tres años denominados “Ofertas de Disponibilidad Garantizada”.
La resolución establece la posibilidad de traspasar estos contratos a distribuidoras eléctricas y a consumidores comerciales e industriales. La Resolución SEE 19– E/2017 entró en vigencia el 1 de febrero de 2017, y sustituyó lo provisto por la Resolución SEE 22/2016. La resolución introdujo incentivos para mejorar la eficiencia de los generadores, al igual que consideraciones específicas para generadores hidroeléctricos y xx xxxxxxx renovables.
Resolución 6/2016
La Resolución 6/2016 emitida por el entonces MEyM el 25 de enero de 2016 estableció un aumento en el precio de la electricidad que son pagados por los usuarios finales. A su vez, esta resolución diferenció el aumento de precios que se transferirá a los consumidores residenciales de energía, de otros consumidores.
El aumento del precio para los consumidores residenciales fue importante en términos porcentuales, aunque desde valores reducidos, por lo que el impacto del valor absoluto fue inicialmente moderado. Los consumidores industriales de electricidad tuvieron incrementos moderados en niveles más altos ya que se cobra a estos consumidores los sobrecostes transitorios originados en las importaciones de electricidad y en los contratos de generadores con CAMMESA, a pesar de que una gran parte de estos costos incrementales se incurre en satisfacer la demanda de los
consumidores residenciales y comerciales. Estos cargos se suman ahora a toda la demanda, por lo que también se añaden a los consumidores industriales que ya tenían acuerdos de Energía Plus en el marco de la Resolución SE 1281/2006. Esta disposición fue retirada de los consumidores con contratos bajo el programa Energía Plus meses después de la implementación de la Resolución SE 6/2016, ya que consistía en un doble cargo para estos consumidores.
El principal efecto de esta medida fue procurar reducir las subvenciones al Precio Estacional de Electricidad para diferentes consumidores, para reducir la dependencia de CAMMESA de las transferencias periódicas de fondos que se reciben del Estado.
Resolución 7/2016
Por medio de la Resolución SE 7/2016 del entonces MEyM se instruyó al ENRE a que, en ejercicio de sus facultades, realice un ajuste, a cuenta de la revisión tarifaria integral, en el valor agregado de distribución en los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur. En virtud de lo establecido en la Resolución 7/2016, el ENRE emitió la Resolución 1/2016 con el nuevo cuadro tarifario aplicable a Edenor y Edesur y, asimismo, instruyó a ambas distribuidoras a suspender la aplicación de los cargos adicionales por consumos en exceso contemplados en el “Plan de Uso Racional de la Energía”. Resoluciones similares se aprobaron en febrero de 2017 y cada seis meses hasta mediados de 2019, fecha en la cual quedaron congelados los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur.
Resolución 21/2016
Por medio de la Resolución 21/2016 de la ex Secretaría de Energía Eléctrico se convocó a interesados en ofertar nueva capacidad de generación de energía térmica para los períodos xx xxxxxx 2016/2017, invierno 2017, y verano 2017/2018. La ex Secretaría de Energía Eléctrica recibió ofertas de empresas de generación por 6.611 MW de disponibilidad de capacidad, y el 15 xx xxxxx de 2016, se adjudicó, a través de la Resolución E-21/2016, un total de 2.871 MW de capacidad. La reapertura adicional del proceso de licitación permitió aproximadamente 500 MW de unidades adicionales.
Los generadores que fueron adjudicados bajo la Resolución SEE 21/2016 han celebrado contratos de compraventa de energía (“PPAs”) con Agentes MEM representados por CAMMESA. Estos PPA tienen plazos entre cinco y 10 años, y prevén una capacidad agregada igual o superior a 10 MW por unidad generadora y 40 MW en conjunto. La remuneración está denominada en Dólares por MW al mes y en Dólares por MW por hora, y tiene en cuenta el costo del combustible. CAMMESA suministra combustible para la generación a su costo, de conformidad con el artículo 8 de la Resolución SE 95/2013, hasta un límite de eficiencia de combustible especificado medido en Kcal/KWh (el "Consumo Específico Garantizado"). En general, los PPA prevén que si debido a un cambio futuro en las regulaciones, un generador tiene que comprar combustible en el mercado en lugar de que el mismo sea suministrado por CAMMESA, se reembolsará al generador el costo de dicho combustible, hasta el Consumo Específico Garantizado.
Resolución E 19/2017
La Resolución E 19/2017 emitida por la ex Secretaría de Energía Eléctrica el 27 de enero de 2017 estableció un nuevo esquema de remuneración a los generadores eléctricos, estableciendo remuneraciones en Dólares. La Resolución SEE E 19/2017 está dirigida a valorizar las disponibilidades de potencia con un reconocimiento adecuado de los costos, mediante el compromiso de disponibilidad a mediano plazo bajo contratos de un plazo de tres años denominados “Ofertas de Disponibilidad Garantizada”.
Se ofreció a diferentes generadores que se encontraban en diferentes esquemas de contratos de compra de energía como la Resolución SE 220/2007, la Resolución 1281/2006 y otras, a celebrar contratos de energía estacional de capacidad garantizada (denominados Compromisos de Disponibilidad Garantizada) durante tres años, en virtud de los cuales las diferentes unidades generadoras comprometidas por las empresas recibirían una capacidad de pago en Dólares, y un pago de energía cuando se despacharan.
Asimismo, se invitó a las empresas a ofrecer potencia disponible para los períodos estacionales de noviembre x xxxxx y xx xxxx a octubre, comprometiéndose a mantener la disponibilidad de capacidad y recibir un pago mensual en Dólares que varía con la eficiencia de la unidad generadora. A pesar de ello, existían incentivos para mejorar la disponibilidad de capacidad de energía, se reconoció un pago más elevado a las unidades más ineficientes. Se reconocieron incentivos adicionales para los meses pico. Los combustibles todavía se consideraban administrados por CAMMESA, y los generadores de energía térmica recibían un pago por la energía real enviada al mercado y por la energía rotativa. También se incluyeron y remuneraron las plantas hidroeléctricas, con pagos de mayor capacidad para plantas más pequeñas.
La Resolución 19/2017 promovió inversiones en unidades más antiguas que mejoraron la disponibilidad de capacidad de energía de los generadores heredados que habían invertido antes de regímenes contractuales especiales después de la ruptura en 2002 de las reglas xxx xxxxxxx de energía. La Resolución 19/2017 también fue importante para modificar los pagos de Pesos a Dólares, evitando ajustes periódicos de la Resolución 95/2013. Sin embargo, el enfoque conceptual era similar al concepto subyacente de los costos de remuneración y un margen implícito para las diferentes unidades de poder. La Resolución 19/2017 también estableció un marco para el pago de los generadores que se envían al mercado spot antes de que las unidades en virtud de los PPAs entraran en un despacho comercial aprobado por CAMMESA, como cualquier unidad que generara en un período de prueba en virtud de la Resolución 21/2016, Resolución 287/2017, o diferentes contratos en virtud de las licitaciones del programa RenovAr para plantas de energía renovable.
Resolución 287-E/2017
Por medio de la Resolución 287-E/2017 emitida por la ex Secretaría de Energía Eléctrica el 10 xx xxxx de 2017, se convocó a interesados en vender energía eléctrica proveniente de la instalación de nueva capacidad de generación mediante la utilización de tecnología de cierre de ciclo combinado o proyectos de cogeneración por diferentes inversores interesados y compañías eléctricas. El objetivo de la Resolución 287-E/2017 era reducir el costo global de generación de electricidad resultante de proyectos que mejorarían la productividad mediante la adición de turbinas de vapor que utilizarían gases de escape de ciclos abiertos constituidos por motores o turbinas, consumiendo la misma cantidad de combustibles. Además, abrió la oportunidad de maximizar las oportunidades en las plantas industriales de generar electricidad ya sea mediante el uso del vapor generado en el proceso industrial para generar electricidad, o el uso de gases de escape del proceso industrial para generar electricidad en menor medida.
La Secretaría de Energía Eléctrica instruyó a CAMMESA a organizar la licitación y a celebrar acuerdos de compra de energía a largo plazo para contratar la demanda de energía de los proyectos seleccionados.
Resolución 46/2018
La Resolución 46/2018 del entonces Ministerio de Energía de fecha 31 de julio de 2018 encomendó al Subsecretario de Energía Eléctrica que implementara procedimientos para asegurar la disponibilidad de gas natural para la generación de energía. En dicha resolución se establecieron precios máximos de referencia del gas natural en la cabeza xxx xxxx para las diferentes cuencas de Argentina. Esos precios máximos de referencia serían los más altos que CAMMESA estaba autorizado a pagar a los proveedores de gas en Argentina, con la excepción de la empresa estatal IEASA que importaba gas de Bolivia y GNL a precios potencialmente más altos que los precios máximos de referencia.
Resolución 70/2018
La Resolución 70/2018 emitida por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía el 6 de noviembre de 2018 permitió a los generadores de energía, así como a los cogeneradores y generadores de automóviles, adquirir y comprar combustibles por su cuenta para su envío. Dichas compras de combustibles se valorarían de acuerdo con la metodología de reconocimiento de los costes variables de producción por parte de CAMMESA, que actualmente utilizan los precios máximos de referencia
establecidos en lo dispuesto en la Resolución 46/2018. La compra de combustibles para el suministro a centrales térmicas no era obligatoria y CAMMESA continúa comprando y entregando combustibles para generadores de energía que no han optado por entrar en este procedimiento.
Resolución 1/2019
La Resolución 1/2019 emitida por el Secretario de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico el 28 de febrero de 2019, fue dictada en ejercicio de las facultades establecidas en la Resolución por la entonces Secretaría de Gobierno de Energía 65/2019 y reemplazó formalmente la Resolución 19/2017 emitida por el ex Secretario de Energía Eléctrica a partir del 0 xx xxxxx xx 0000 , xxxxxxxxxxxx modificaciones al régimen de remuneración para los agentes autogeneradores, co- generadores y generadores del MEM que no estuvieran cubiertos por acuerdos que estipulan un sistema diferenciado de remuneración, estableciendo un nuevo sistema esquema de disponibilidad garantizada de potencia.
Mediante esta nueva normativa, se definió a los “Generadores Habilitados” (“GH”) como todos los agentes generadores, cogeneradores y autogeneradores del MEM, exceptuándose la generación de las centrales hidroeléctricas binacionales, la generación nuclear y a los agentes, Generadores, Cogeneradores y Autogeneradores con potencia comprometida por contratos centralizados destinados al abastecimiento de la demanda del MEM.
También definió el esquema de DIGO como la disponibilidad de potencia puesta a disposición de un Generador Habilitado Térmico (“GHT”) que se compromete por cada unidad de generación y para cada período de remuneración de DIGO. Esta disponibilidad se comprometerá considerando las condiciones de temperatura típicas de sitio y con su combustible base de despacho. De conformidad con lo dispuesto por la Resolución 1/2019, no es posible comprometerse en el esquema DIGO la potencia y energía ya comprometida en un contrato suscripto en el marco de un régimen diferencial.
La Resolución Nº 1/2019 estableció como períodos de requerimiento DIGO los siguientes:
(i) Período verano: diciembre – enero – febrero;
(ii) Período invierno: junio – julio – agosto; y
(iii) Período resto: marzo – abril – mayo y septiembre – octubre - noviembre
La Resolución 1/19 estableció la obligación en cabeza del Organismo Encargado del Despacho (“OED”) de convertir los valores denominados en Dólares en Pesos al tipo de cambio publicado por la Comunicación “A” 3500 del Banco Central el día anterior al vencimiento de las transacciones económicas.
La remuneración en virtud de la Resolución 1/19 se compone de un pago por potencia disponible mensual y otro por energía generada y energía operada.
Además, la remuneración de la capacidad de potencia -con independencia de si el agente declarare DIGO o no- se verá afectada por un factor de uso o por un uso equivalente al factor de despacho promedio para la unidad generadora durante el año móvil anterior al mes de cálculo, aplicando un rango de coeficientes entre 70 % y 100% del precio de capacidad de potencia. En este sentido, si el factor de uso es: (i) superior al 70%, se pagará el 100% de la remuneración de la capacidad eléctrica; (ii) inferior al 30%, se pagará el 70% de la remuneración de la capacidad de potencia; y (iii) igual o superior al 30% e inferior al 70%, la remuneración de la capacidad de potencia estará asociada linealmente con entre el 70% y el 100% de la remuneración de la capacidad de potencia.
Los valores de la remuneración de la energía generada han disminuido en U$S 1/MWh para todas las tecnologías excepto para los motores de combustión interna, en los que la disminución ascendió a U$S 3/MWh. El valor de la remuneración de energía operada se redujo de U$S 2/MWh a U$S 1,4/MWh.
En caso de que el generador hubiere optado por usar sus propios combustibles para la generación (de acuerdo con la opción establecida por la ya derogada Resolución 70/18) y no tuviera dicha disponibilidad al momento del envío, el cálculo de disponibilidad de capacidad de potencia se reducirá al 50% de la disponibilidad real. De igual manera, el generador perderá su prioridad de envío, y en caso de que el OED le asignare combustible para la generación, la energía generada será remunerada al solo 50% de los costos variables aprobados que no sean de combustible.
Asimismo, se eliminaron los siguientes esquemas de remuneración: (i) el esquema de remuneración adicional para fomentar el DIGO ofrecido durante los períodos que tuvieran una mayor demanda del sistema, (ii) la remuneración adicional de los costos variables de generación basados en la eficiencia y (iii) la remuneración adicional por los generadores térmicos de bajo consumo.
El régimen de la Resolución 1/19 fue posteriormente modificado por medio de la Resolución de la Secretaría de Energía 31/20, mediante la cual se estableció un nuevo esquema remunerativo para las ventas en el mercado spot.
Resolución 12/2019
La Resolución 70/2018 fue derogada por la Resolución del Ministerio de Desarrollo Productivo 12/2019, reestableciendo de tal modo, el artículo 8 de la Resolución SE 95/13. Por medio de esta resolución se decidió concentrar nuevamente en CAMMESA la adquisición total de combustibles, en particular gas natural. La Resolución 12/2019 fue emitida después de la licitación de compra de gas interrumpible para enero 2020, que logró precios por debajo del costo de desarrollo, aprovechando los excedentes existentes y la necesidad de productores de absorber costos fijos. La decisión de modificar el status quo concentrando las compras de gas e impidiendo a los generadores adquirir su propio combustible, podría ser recurrida legalmente por generadores eléctricos que despachaban de base, pero ahora no reciben asignación de gas por parte de CAMMESA. CAMMESA aún no define realizar contrataciones de gas a largo plazo.
Resolución 25/2019
Con fecha 30 xx xxxxxx de 2019, la ex Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico del ex Ministerio de Hacienda publicó la Resolución N° 25/2019, convocando a los titulares de los proyectos que se suscribieron en el marco de la Resolución N° 287-E/2017 a pactar nuevas condiciones relacionadas a la fecha de habilitación comercial comprometida. Asimismo, se convocó a los Agentes Generadores a manifestar una nueva fecha prevista de habilitación comercial, la cual sería considerada a los efectos de los Contratos de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica como una nueva fecha de habilitación comercial comprometida (la “Nueva Fecha de Habilitación Comercial Comprometida”).
Resolución 31/2020
Por medio de la Resolución 31/2020 se modificó significativamente el régimen de remuneración previsto en la Resolución 1/2019. En sus considerandos se planteó la necesidad de adaptar los criterios de remuneración establecidos por la Resolución 1/2019, dado que la magnitud de los acontecimientos económico-financieros que afronta el país, en particular la abrupta apreciación del tipo de cambio, impactan sobre dicha remuneración, dada la mayor variación del tipo de cambio por sobre los costos de producción, que deviene en la necesidad de restablecer la relación entre ellos.
En función de ello la Resolución 31 modificó parcialmente la Resolución 1 y estableció un nuevo esquema de remuneración a partir del 1 de febrero de 2020 que implica: (i) Reducción y pesificación de los valores remuneratorios para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (ii) Modificación de los criterios de remuneración de los generadores térmicos incorporando:
(a) diferenciación para aquellos generadores habilitados con motores de combustión interna menores o iguales a 42 MW; y (b) criterios remuneratorios diferenciales para aquellos generadores que no efectúen un compromiso de disponibilidad garantizada.; (iii) Introducción de un criterio remunerativo por disponibilidad de potencia en horas de alto rendimiento.
La Resolución 31/20 traslada todo el esquema remunerativo a moneda local a una tasa de cambio de AR$ 60/U$S, y establece un factor de actualización a partir del segundo mes de aplicación, el cual contempla una fórmula compuesta en un 60% por el IPC y un 40% por el Índice de Precios Internos al por Mayor (el “IPIM”).
De todas maneras, mediante Nota NO-2020-24910606-APN-SE#MDP, del 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx de Energía ha instruido a CAMMESA diferir, hasta nuevo aviso, la implementación del Anexo VI y el mecanismo de ajuste arriba descripto.
Resolución 440/2021
A través de la Resolución 440/2021 –emitida el 21 xx xxxx del 2021-, la Secretaría de Energía derogó el artículo 2 de la Resolución 31/2020 y sustituyó los Anexos II, III, IV y V por los Anexos II, III, IV de la Resolución 31/2020, dejando sin efecto el mecanismo de ajuste mensual previsto en el Anexo VI de dicha resolución. En este sentido, la Resolución 440/2021 modificó los valores de la Resolución 31/2020 respecto a los generadores y co-generadores que no tuvieran comprometida su potencia o energía bajo un CE y estableció un aumento de la remuneración en torno al 29%, retroactivo a febrero del 2021.
A su vez, la mentada resolución dispuso que, para poder acogerse a los términos de la Resolución 440/2021, en un plazo de treinta (30) días corridos –vencido el 21 xx xxxxx del 2021- los agentes comprendidos que decidieran acogerse a los términos de dicha resolución debían desistir de todo reclamo administrativo o judicial en curso relacionado con la aplicación del mecanismo de ajuste previamente contemplado en el Anexo VI de la Resolución 31/2020. A la fecha de este Prospecto, la Emisora carece de cualquier tipo de reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral y ante tal inexistencia, no ha tenido que desistir de ningún reclamo.
Resolución 39/2022
Con el fin de adecuar la normativa vigente para favorecer la concreción de los proyectos pendientes de habilitación comercial, con fecha 27 de enero de 2022, la Secretaría de Energía publicó la Resolución N° 39/2022, ofreciendo a los Agentes Generadores que hubieran suscripto Contratos de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica en el marco de la Resolución N° 287-E/2017 y que no hubieran alcanzado la habilitación comercial a la fecha de su publicación las siguientes alternativas:
(i) Manifestar en el término de 30 días corridos de publicada la Resolución Nº 39/2022, una nueva fecha comprometida extendida (la “Nueva Fecha Comprometida Extendida”), teniendo en cuenta que los proyectos cuyos titulares opten por manifestar la Nueva Fecha Comprometida Extendida estarán sujetos a una adecuación del precio por la disponibilidad de la potencia y la finalización del plazo de vigencia de los Contratos de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica será a los
15 años contados a partir de la Nueva Fecha de Habilitación Comercial Comprometida; o
(ii) Presentar la rescisión de los contratos que hubiesen suscripto en el marco de la Resolución N° 287-E/17, sujeta al pago de un monto equivalente a US$ 17.500 por cada megavatio de potencia contratada.
La presente resolución establece que los titulares de proyectos que opten por cualquiera de dichas alternativas, deberán renunciar expresamente a efectuar, o desistir de cualquier derecho, acción, reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral, en la República Argentina, en el extranjero y en el ámbito internacional, contra el Estado, la Secretaría de Energía y/o CAMMESA por cualquier causa anterior al dictado de la Resolución Nº 39/2022. En ese sentido, se advierte que la Resolución SE N°440/2021 ya había impuesto dicha obligación a los agentes que decidieran acogerse a dicha resolución. A la fecha de este Prospecto, la Emisora carece de cualquier tipo de reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral y ante tal inexistencia, no ha tenido que desistir de ningún reclamo.
Adicionalmente, la presente resolución establece que para aquellos Agentes Generadores que hubieran suscripto Contratos de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica en el marco de la Resolución N° 287-E/2017, que no hubieran alcanzado la habilitación comercial a la fecha de su publicación y que no opten por alguna de las alternativas indicadas precedentemente, el Contrato de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica quedará resuelto de pleno derecho, automáticamente, sin necesidad de notificación alguna y sin derecho a indemnización de ningún tipo a favor de la parte vendedora, debiendo procederse a la ejecución de la garantía oportunamente constituida.
A la fecha de este Prospecto, la Compañía se encuentra en tratativas a los fines de solicitar una Nueva Fecha Comprometida Extendida para todos los Contratos de Demanda Mayorista de Energía Eléctrica suscriptos en el marco de la Resolución N° 287-E/2017.
Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva
A fines de 2019 fue promulgada la Ley N° 27.541 (la “Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva”), que, entre otras medidas, estableció un congelamiento de 180 en las tarifas de energía y gas natural bajo jurisdicción federal (suspensión de aumentos que fue posteriormente prorrogado hasta el 00 xx xxxxx xx 0000 xxx xxxxx xxx Xxxxxxx 1020/2020) y el relanzamiento de una revisión tarifaria integral o revisión de carácter extraordinario, y permitiendo la intervención del Poder Ejecutivo en los entes reguladores (ENRE y ENARGAS) por el término de un año.
En ese contexto, el 00 xx xxxxx xx 0000 xx xxxxxxxxxx xx xx Xxxxxxx Xxxxxxx xx xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx los Decretos N° 277/2020 y N° 278/2020, que disponen la intervención del ENRE y el ENARGAS y designan en calidad de interventores al Lic. Xxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxx y al Lic. Xxxxxxxx Xxxxxx, respectivamente.
Los decretos confieren en los Interventores determinadas facultades, a saber: (i) realizar una auditoría y revisión técnica, jurídica y económica que evalué los aspectos regulados por la Ley N°
27.541 relativos a las tarifas vigentes en transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural, respectivamente, con la eventual realización de un proceso de renegociación de la revisión tarifaria vigente o de una revisión de carácter extraordinario que alcance todo lo pretérito actuado y sucedido en esta materia para volver a determinar una tarifa para los mencionados servicios públicos. Agregan los Decretos que, en caso de detectarse alguna anomalía, deberá informarse al Poder Ejecutivo Nacional, así como toda circunstancia que considere relevante, aportándose la totalidad de la información de base y/o documentos respectivos correspondientes, proponiendo las acciones y medidas que en cada caso estime corresponda adoptar; e (ii) iniciar un procedimiento de revisión de los concursos públicos de antecedentes que se sustanciaron con el objeto de cubrir el directorio de ambos entes, en un plazo de ciento ochenta (180) días, y en caso de que resuelva su anulación, o si hubiese concluido el plazo de mandato de alguno de ellos, deberá iniciar el proceso de selección de quienes los reemplazarán, de acuerdo con los términos previstos en el artículo 54 y subsiguientes de la Ley N° 24.076 o el artículo 58 y subsiguientes de la Ley N° 24.065.
Por medio del Decreto DNU N° 1020/2020 se prorrogó la intervención del ENRE hasta el 31 de diciembre de 2021 o hasta la finalización de la renegociación de la revisión tarifaria cuyo inicio se dispuso, con respecto a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que estén bajo jurisdicción federal, en virtud de lo establecido en la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva. En ese marco el ENRE, emitió las siguientes resoluciones: Resolución Nº 16/2021, Resolución 17/2021, Resolución 53/2021, Resolución 54/2021, Resolución 55/2021, Resolución 56/2021, Resolución 57/2021, Resolución 58/2021. A través de las Resoluciones 106/2021 y 107/2021, en abril del 2021, el ENRE dispuso aumentos tarifarios en torno al 9% para los usuarios de EDESUR y EDENOR, respectivamente. Con fecha 23 de diciembre de 2021, mediante Decreto 871/2021, se prorrogó la intervención del ENRE y ENARGAS hasta el 31 de diciembre de 2022.
Por último, el 9 xx xxxxxx del 2021 el ENRE dictó las Resoluciones 262/2021 y 263/2021, en virtud de las cuales aprobó nuevos valores tarifarios para GUDIs de EDENOR y EDESUR,
respectivamente, aplicables a los Grandes Usuarios de la Distribuidora (“GUDI”). Estas resoluciones implicaron un aumento tarifario en torno al 3%. Asimismo, con fecha 11 xx xxxxxx de 2021 y mediante Resolución 266/2021, dichos valores fueron reemplazados.
DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES Y NEGOCIOS DE LA EMISORA
La Emisora forma parte del Grupo Xxxxxxxx, uno de los grupos líderes de generación de energía eléctrica en Argentina en base a la capacidad instalada (para mayor información sobre el Grupo Xxxxxxxx, véase las secciones “Información de la Emisora – Reseña Histórica” y “Estructura de las Emisora, Accionistas o Socios y Partes Relacionadas – Estructura de la Emisora y del Grupo Económico al que Pertenece”).
La Emisora se dedica a la generación y venta de energía eléctrica, generando sus ingresos principalmente a partir de: (i) la venta de capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en el marco de la Resolución SE 220/2007, de conformidad con los CCEE a largo plazo denominados en dólares estadounidenses que contemplan un esquema “take or pay”; (ii) la venta de energía eléctrica a grandes usuarios privados de conformidad con CCEE de uno o dos años de plazo, denominados en dólares estadounidenses en virtud del marco regulatorio de Energía Plus; (iii) la venta de capacidad de generación y energía a CAMMESA en virtud del marco regulatorio de Energía Base para capacidad nominal instalada con anterioridad al 17 xx xxxxx de 2006, de conformidad con la Resolución SEE 19/2017, denominados en dólares estadounidenses (sin celebrar CCEE) a las tarifas establecidas por la Secretaría de Energía (a la fecha del presente Prospecto, la Resolución SEE 19/2017 ha sido derogada por la Resolución SGE 1/2019. Para mayor información sobre la Resolución SGE 1/2019, véase la sección “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se Desarrolla la Actividad de la Emisora –La Industria Eléctrica en la Argentina y su Regulación –Normas con Influencia en Generadores Eléctricos – Resolución 1/2019” del Prospecto) ; y (iv) la venta de capacidad de generación y energía a CAMMESA en el marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016, adjudicados en el marco de una licitación pública, de conformidad con CCEE a largo plazo denominados en dólares estadounidenses que contemplan un esquema “take or pay”.
Los xxxxxx regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016, SEE 287/2017 y Energía Plus corresponden a la capacidad nominal instalada a partir de septiembre de 2006 y generan retornos más altos en comparación con el marco regulatorio de Energía Base; además, el marco regulatorio de las resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016 y SEE 287/2017 también ofrecen retornos más estables y prioridad de pago frente a la Energía Base. Para obtener una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios y de los CCEE de la Emisora, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección y “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”. Estos xxxxxx regulatorios pueden sufrir cambios en el futuro; véase la sección “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con la industria de generación de energía y electricidad en Argentina—Riesgo regulatorio”.
Fortalezas Competitivas
Experiencia comprobada en el desarrollo y la operación de proyectos de generación de energía. Contamos con una amplia trayectoria en la industria eléctrica en Argentina y su Regulación, en la cual hemos operado por más de quince años. Con 1.350 MW de capacidad de generación instalada (incluyendo a Solalban), operamos nueve plantas generadoras termoeléctricas ubicadas en diversas provincias del país. Al 30 xx xxxxx de 2021, hemos invertido más de USD 1.100 millones en las plantas generadoras que operamos para su expansión y modernización. Nuestra gerencia experimentada y nuestros equipos técnicos nos han permitido transitar exitosamente diferentes escenarios macroeconómicos y políticos. Creemos que nuestra experiencia y presencia en el mercado nos ubica en una posición en la que podemos aprovechar las nuevas oportunidades que se esperan en el sector energético argentino.
Flujos de efectivo predecibles y estables procedentes de CCEE de largo plazo, la mayoría pactados en dólares estadounidenses. Al 30 de septiembre de 2021, el 98% de nuestro EBITDA Ajustado proviene de CCEE de largo plazo, pagaderos en Pesos al tipo de cambio oficial, en virtud de los xxxxxx regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016 y Energía Plus. Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 y para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, el 94%, el 95% y el 97% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, procedían de nuestros CCEE denominados en dólares estadounidenses en virtud de los xxxxxx regulatorios de las Resoluciones SE 220/2007, SEE 21/2016
y Energía Plus. Los CCEE celebrados con CAMMESA contemplan la modalidad “take or pay” e incluyen el traspaso de ciertos costos operativos y variables, incluidos los costos del combustible. Estas medidas nos otorgan una base de ingresos predecible y estable y limitan nuestra exposición a fluctuaciones de precios adversas de corto plazo. En este sentido, el hecho que la mayor parte de nuestros ingresos estén denominados en dólares estadounidenses nos permite acceder a financiamiento en esa misma moneda, a mejores tasas de interés que el financiamiento denominado en pesos, y funciona como una cobertura frente a la depreciación de la moneda dado que se alinea con la moneda en la que están expresados la mayoría de nuestros ingresos y costos operativos. Hemos celebrado CCEE con CAMMESA y tomadores privados, incluyendo subsidiarias de grandes empresas internacionales que, en nuestra opinión, tienen perfiles crediticios saludables. Nuestros CCEE de adjudicados por la Secretaría de Energía Eléctrica en 2017, y en virtud de la Resolución SEE 287/2017 también se encuentran denominados en dólares estadounidenses y tienen términos similares a los CCEE descriptos antes. En la medida en que las condiciones xx xxxxxxx y las regulaciones en la plaza argentina lo permitan, tenemos la intención de incrementar nuestras ventas de capacidad de generación y/o electricidad en virtud de este tipo de contratos.
Desempeño confiable basado en tecnologías probadas y una relación sólida y de largo plazo con los proveedores. Nuestras turbinas de combustible dual nos permiten generar electricidad utilizando gas natural o bien gasoil (o, en el caso de una planta generadora, fuel oil). Asimismo, en las plantas generadoras que operamos hemos instalado turbinas con una capacidad de generación inferior a los 60 MW, lo que nos otorga flexibilidad a la hora de realizar interrupciones de mantenimiento programadas y no programadas sin comprometer la disponibilidad de una mayor porción de nuestra capacidad de generación. Además, una parte de nuestra capacidad está integrada por turbinas modulares, lo cual nos brinda una flexibilidad operativa que permite que la turbina continúe operando a niveles normales incluso en el caso de que sea necesario reparar o reemplazar uno de los módulos. Estas características, sumadas a nuestras relaciones contractuales de larga data con nuestros proveedores de turbinas, nos otorgan una considerable flexibilidad operativa. Nuestros contratos por mantenimiento y asistencia técnica con estos proveedores tienen un plazo promedio de cinco años. Seleccionamos cuidadosamente a los proveedores de turbinas y equipos mediante un detallado proceso de evaluación, que se centra en su trayectoria comercial y nuestras relaciones previas. Consideramos a nuestros proveedores como socios en nuestro negocio y procuramos desarrollar y mantener con ellos relaciones sostenidas en el tiempo. Por ejemplo, hemos estructurado mecanismos de financiación con PW Power Systems Inc. (“PW Power”) y Siemens Industrial Turbomachinery AB (“Siemens”) para GEMSA, lo que facilitó el desarrollo de nuestros proyectos. Asimismo, con respecto a nuestras plantas generadoras en funcionamiento, hemos celebrado contratos de largo plazo con PW Power y con Siemens, según la tecnología instalada, para la provisión de asistencia técnica y la disponibilidad permanente de los componentes y repuestos para el adecuado funcionamiento y mantenimiento de las turbinas, lo que permitiría contar con niveles mínimos de indisponibilidad de generación eléctrica y nos permitiría predecir más fácilmente los costos de mantenimiento y las inversiones en activos fijos. En nuestras plantas, también conservamos stocks de repuestos, lo cual contribuye a mitigar los riesgos operativos al permitir reducir los tiempos de mantenimiento y reparación, facilitando una operación más estable de las plantas. Como consecuencia, el promedio ponderado del factor de disponibilidad en MW fue del 98% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2018, 98% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2019 y 97% para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020. Para los seis meses terminados el 30 xx xxxxx de 2021, nuestro factor de disponibilidad media ponderada de MW fue del 99%.
Diversificación geográfica y ubicación estratégica que brindan ventajas para la incorporación de capacidad de generación adicional. Nuestras centrales se encuentran emplazadas estratégicamente en ubicaciones con a acceso fuentes de suministro de combustible y a la red eléctrica, lo cual reduce el tiempo necesario para la finalización de los proyectos y el presupuesto de inversión. La ubicación estratégica de nuestras plantas generadoras también mitiga nuestro riesgo operativo a la hora de despachar nuestra electricidad en el SADI debido al acceso a la red en diferentes puntos de conexión. Asimismo, la cantidad de plantas generadoras que tenemos y su ubicación estratégica diversificada facilitan la expansión de nuestra capacidad instalada: nos da la posibilidad de incorporar capacidad adicional o transformar la capacidad existente en ciclo combinado, ya sea en
una o varias plantas generadoras en forma simultánea. Otro factor para mencionar es el hecho de que las plantas no se encuentran rodeadas de áreas urbanas densamente pobladas.
Contamos con un equipo gerencial de amplia trayectoria. El Grupo Xxxxxxxx ha participado en la actividad energética en Argentina por más de 25 años, cuando comenzó con la comercialización de gas natural en 1994. Posteriormente, nos beneficiamos de la integración vertical con el negocio de comercialización y transporte de gas natural desarrollado por RGA, una empresa líder con una amplia trayectoria en ese sector, también parte del Grupo Xxxxxxxx. Creemos que las principales sinergias que se derivan de dicha integración son (i) la mitigación del riesgo vinculado a los proveedores de gas natural, dado que RGA es el proveedor del gas natural utilizado por muchas de nuestras plantas generadoras, y (ii) la venta de electricidad y la generación de nuevos negocios a través de clientes comunes con los cuales RGA tiene relaciones de larga data.
Además, contamos con un equipo gerencial experimentado, orientado al crecimiento, con una trayectoria de más de 15 años en el sector eléctrico argentino. Creemos que este nivel de experiencia contribuye a nuestra capacidad de administrar de manera eficaz los negocios existentes e identificar y evaluar oportunidades de crecimiento de calidad. Nuestra gerencia cuenta con experiencia significativa trabajando en la industria energética y con los reguladores del gobierno, y ha atravesado exitosamente diferentes ciclos macroeconómicos y políticos. Consideramos que esa experiencia específica en el mercado que tiene nuestra gerencia nos brinda el conocimiento necesario de los entornos regulatorios, políticos y comerciales a nivel local que, a su vez, nos ofrece la capacidad de administrar el riesgo e identificar nuevas oportunidades.
El siguiente mapa muestra la ubicación de las plantas generadoras en operación comercial:
Las Centrales eléctricas de la Emisora
La Emisora tiene bajo su estructura 9 centrales termoeléctricas en pleno funcionamiento situadas en diversas provincias argentinas, que comercializan la energía generada bajo distintos xxxxxx regulatorios. De las 9 centrales, en la actualidad 6 son operadas por GEMSA, una por Central Térmica Roca S.A., una por Generación Rosario S.A. y una por Solalban Energía S.A. Las centrales se
encuentran en las provincias xx Xxxxxxx, Tucumán, Buenos Aires, La Rioja, Santiago del Estero, Santa Fe y Río Negro todas alimentadas con gas natural y gasoil como combustible alternativo.
La Emisora es propietaria de las siguientes centrales térmicas:
Central Térmica Xxxxxxx Xxxxxxxxx
CTMM es una central termoeléctrica de combustible dual, ubicada en Río Cuarto, provincia xx Xxxxxxx, que cuenta con una capacidad instalada de 350 MW. La central comenzó a construirse en 1993 y entró en funcionamiento en 1995, con dos módulos de 35 MW cada uno. Cada uno de los módulos se compone de una turbina de gas (24 MW) y una turbina de vapor (11 MW) que funcionan en ciclo combinado. Las centrales eléctricas de ciclo combinado utilizan una turbina de gas y una de vapor que, combinadas, maximizan la generación de energía al generar energía eléctrica tanto con la combustión de gas como con el calor residual producido por la combustión. El calor residual de la turbina de gas se direcciona hacia una turbina de vapor cercana que lo utiliza para crear vapor, que a su vez genera energía eléctrica adicional.
En 2005 la Emisora, que era propietaria de la CTMM, fue adquirida por el Grupo Xxxxxxxx. En 2007 se iniciaron las obras de ampliación de esta central con la instalación de dos unidades Xxxxx & Xxxxxxx (modelo SWIFTPAC FT8-3). Cada una de estas unidades se compone de dos turbinas de gas de 30 MW de capacidad de generación que funcionan en ciclo simple y transmiten su potencia mecánica a un único generador de 60 MW. Estas dos unidades entraron en pleno funcionamiento en octubre y noviembre de 2008, respectivamente. Durante el año 2010 se instaló una tercer turbina Xxxxx & Xxxxxxx (modelo SWIFTPAC FT8-3) de 60 MW que entró en operación comercial en el mes de septiembre de dicho año, alcanzando la potencia instalada de la Central en 250 MW. Durante el año 2016 comenzaron los trabajos para la ampliación de la central a través de la instalación de dos nuevas turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de potencia nominal cada una, que operan tanto a gas como a gasoil. En julio de 2017 ambas turbinas entraron en funcionamiento y operación comercial, alcanzando la central una capacidad de generación de 350 MW.
Esta central cuenta con cinco tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad total de 7.250 m3 que pueden proporcionar hasta 3 días y medio de suministro de combustible con la central en funcionamiento a máxima capacidad.
El total invertido en esta central para llevarla a su capacidad de generación operativa actual fue de U$S 205 millones, suma que se destinó a la ampliación de la capacidad de generación mediante la compra de turbinas, a la instalación de los tanques de almacenamiento mencionados anteriormente, a la construcción de un gasoducto de 35 kilómetros de extensión conectado al gasoducto troncal de Transportadora Gas del Norte (empresa de transmisión/distribución que opera en la zona norte de
Argentina), a la instalación de las líneas de transmisión de alta tensión de 132kV conectadas al SADI y el montaje de transformadores eléctricos y sistemas de control.
La capacidad de generación y la energía eléctrica producida por esta central se venden (i) a CAMMESA mediante Contratos de Abastecimiento MEM de largo plazo suscriptos con esta empresa bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007; (ii) a grandes usuarios industriales mediante CCEE suscriptos bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus; y (iii) a CAMMESA mediante bajo el marco regulatorio del programa Energía Base, en lo que concierne a la energía eléctrica generada por el ciclo combinado instalado originalmente de 70 MW, de mayor antigüedad. Para una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección e “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación – Normas con Influencia en Generadores Eléctricos”.
La actividad comercial en relación a los xxxxxx regulatorios de la Resolución SE 220/2007 y del programa Energía Plus se desarrolla con la capacidad de generación de 280 MW añadida desde 2008. La central se conecta al SADI mediante dos líneas de alta tensión de 132 kV, lo que nos permite vender energía eléctrica a clientes situados en cualquier lugar del país.
En el marco de la Resolución SEE 287/2017, la Emisora resultó adjudicada por 112,5 MW de capacidad comprometida para la Central Térmica X. Xxxxxxxxx. Para cumplir con este compromiso se planea expandir la capacidad instalada de la central en 129 MW. Para mayor detalle de esta ampliación véase la sección “Información de la Emisora – Descripción de las Actividades y Negocios de la Emisora - Expansión de Capacidad” de este apartado.
La siguiente tabla presenta información relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh).. | 1.087 | 952,7 | 635,3 | 420,7 | |||
Factor de disponibilidad ............. | 99% | 99% | 94% | 99% | |||
Central Térmica Independencia (“CTI”)
Esta central termoeléctrica de combustible dual se sitúa en San Xxxxxx de Tucumán, provincia de Tucumán. El Grupo Xxxxxxxx la adquirió en 2009, cuando tenía una turbina de gas de 10 MW fuera de servicio, con el propósito de instalar nueva capacidad de generación. En 2011 comenzamos la instalación de dos turbinas Xxxxx & Xxxxxxx (modelo SWIFTPAC FT8-3) de combustible dual de 60 MW cada una. Los trabajos que emprendimos en 2011 incluían, asimismo, la extensión del gasoducto, la construcción de una planta de tratamiento de agua, la restauración y construcción de tanques de almacenamiento de gasoil y agua y la construcción de otras instalaciones auxiliares. En 2016 comenzamos con los trabajos para añadir 100 MW nominales de capacidad de generación a esta central a través de la instalación de dos nuevas turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de potencia nominal cada una, y que operan tanto a gas como a gasoil. En agosto de 2017 y febrero de 2018 entraron en funcionamiento y en operación comercial ambas turbinas, llevando la capacidad total de generación de la central a los 220 MW.
El total invertido en esta central para llevarla a su capacidad de generación actual fue de U$S 154 millones. Sus turbinas pueden funcionar tanto a gas como a gasoil. Asimismo, cuenta con tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad total de 11.000 m3, lo que equivale a 7 días de suministro de combustible con la central en funcionamiento a máxima capacidad.
La capacidad de generación de energía eléctrica operativa de esta central está comprometida con CAMMESA en virtud de CCEE suscriptos en el marco de la Resolución SE 220/2007 y Resolución SEE 21/2016. Para una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección y “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.
La siguiente tabla presenta información relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados.
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh)... | 157,3 | 98,4 | 92,9 | 38,3 | |||
Factor de disponibilidad .............. | 100% | 100% | 99% | ||||
99% | |||||||
Central Térmica Ezeiza
En el marco del llamado de la SEE para la presentación de ofertas de nueva capacidad de generación bajo la Resolución 21/2016, el Grupo Xxxxxxxx resultó adjudicatario de todas las ofertas presentadas.
El 14 xx xxxxx de 2016 a través de la Resolución 155/2016 la SEE, fueron adjudicadas ofertas por 1.915 MW, entre las cuales estuvieron los 150 MW que correspondieron al proyecto CTE. CTE es un proyecto llamado “xxxxxxxxxx” que involucró la adquisición de un predio de 8 hectáreas en el municipio de Ezeiza y la construcción de una nueva planta de generación mediante la instalación de tres turbinas Siemens SGT-800 de 50MW cada una.
La central posee actualmente tres turbinas Siemens SGT-800 de 50 MW de combustible dual en funcionamiento con una capacidad total de generación de 150 MW. GEMSA vende 139,5 MW de capacidad comprometida a CAMMESA en virtud de dos CCEE adjudicados bajo el marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016. La central operó con una disponibilidad anual promedio superior al 95% durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020.
La siguiente tabla presenta información relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Para el período de seis meses finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh)..... | 98,1 | 530,9 | 147,0 | 67,8 | |||
Factor de Disponibilidad............ | 100% | 97% | 100% | 100% | |||
En octubre de 2017, se adjudicó a GEMSA un CCEE con CAMMESA por hasta 138 MW de capacidad adicional en la central en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, que se suscribió entre GEMSA y CAMMESA en diciembre de 2017 y se modificó en mayo de 2021. Actualmente estamos ampliando la capacidad de generación de la central de Ezeiza en 154 MW mediante la instalación de una turbina adicional Siemens SGT-800 de 54 MW y combustible dual, cuatro calderas de recuperación XXXX Power International, dos turbinas de vapor de 50 MW Siemens SST-600, tres transformadores de potencia de 75MVA 11kV-132kV TTE, una Torre de refrigeración híbrida de 9 módulos ESINDUS y equipos accesorios, y mediante la transformación de la central en una unidad de ciclo combinado. Para mayor detalle de esta ampliación véase la sección “Expansión de capacidad” de este apartado y para una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección y “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.
Central Térmica Riojana (“CT Riojana”)
Esta central termoeléctrica de combustible dual se construyó en 1975 y se sitúa en la ciudad de La Rioja, provincia de La Rioja. CT Riojana fue adquirió en 2010 cuando se encontraba fuera de servicio, para luego ponerla operativa desde mayo de 2011. Cuenta con una capacidad nominal instalada de 90 MW generados por una turbina de combustible dual Xxxx Xxxxx con una capacidad nominal instalada de 14 MW, dos turbinas de gas Fiat con una capacidad de generación de 13 MW cada una y una turbina dual Siemens SGT-800 de 50 MW. Esta central funciona en ciclo simple. Cuenta con tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad de 3.800 m3 que puede proporcionar hasta 5 días de suministro de combustible con la central en funcionamiento a máxima capacidad.
El total invertido en esta central para llevarla a su capacidad actual fue de U$S 55 millones, suma que se destinó al reacondicionamiento de la planta luego de su adquisición y a la compra de nuevos equipos y obras para la ampliación. Los trabajos de ampliación que comenzaron en 2016 contemplaron: obras internas y externas de sistema de gas natural, construcción de tanques de
almacenamiento de gasoil, sistema de descarga de combustibles, sistema contra incendio, construcción xx xxxx de control y oficinas, construcción de playa de 132kV, transformadores de potencia y la obra civil relacionada a los ítems anteriores junto con el montaje y la instalación de la turbina. La operación comercial de la nueva turbina comenzó en mayo del 2017, y llevó el total de la capacidad nominal instalada en la planta a 90 MW.
La nueva capacidad instalada se comercializa a CAMMESA en virtud de CCEE suscriptos bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007, de los cuales se mantiene un contrato con una potencia comprometida de 45 MW. Para una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección y “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh).. | 27,6 | 46,9 | 33,7 | 7,8 | |||
Factor de disponibilidad ............. | 98% | 100% | 100% | ||||
99% | |||||||
Central Térmica Generación Frías (“CTGF”)
Esta central termoeléctrica de combustible dual se ubica en la localidad xx Xxxxx, provincia de Santiago del Estero. En 2010 el grupo adquirió la central y en 2014 se iniciaron los trabajos de reacondicionamiento que concluyeron con la puesta en marcha de la central en diciembre de 2015. La central cuenta con una turbina de combustible dual Xxxxx & Xxxxxxx (modelo SWIFTPAC FT- 4000) de 60 MW. El total invertido en esta central fue de U$S 55 millones, suma que se destinó a la compra de la turbina, a estudios eléctricos y ambientales, a la instalación de transformadores eléctricos, a la construcción de tanques de almacenamiento de gasoil, a la construcción de tanques de tratamiento de agua y al desarrollo de obras eléctricas y civiles. La turbina puede funcionar tanto a gas como a gasoil. Asimismo, la central cuenta con dos tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad conjunta total de 2.000 m3, lo que equivale a seis días de suministro de combustible con la central en funcionamiento a máxima capacidad.
La capacidad de generación y la energía de esta central se venden a CAMMESA mediante CCEE suscriptos con esta empresa bajo el marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007. Para obtener una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios y de los CCEE de la Emisora, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección y “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh) .......... | 201,1 | 69,8 | 17,0 | 10,1 | |||
Factor de disponibilidad.... | 95% | 91% | 86% | 99% | |||
Central Térmica La Banda (“CTLB”)
Esta central termoeléctrica se sitúa en La Banda, Santiago del Estero. Fue construida en 1975 con una capacidad nominal instalada de 30 MW consistente de dos turbinas Fiat. El grupo opera esta planta desde el año 2012. La provincia de Santiago del Estero goza del derecho de dominio sobre el terreno donde se localiza la planta generadora y por lo tanto es su propietaria.
La central tiene su potencia disponible comprometida con CAMMESA bajo la Resolución 95/2013, modificada por la Resolución 19/2017 de la Secretaría de Energía (Energía Base), a través de los 30 MW de las turbinas Fiat. A la fecha del Prospecto, la Resolución SEE 19/2017 ha sido derogada por la Resolución SGE 1/2019. Para mayor información sobre la Resolución SGE 1/2019 véase la sección “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se Desarrolla la Actividad de la Emisora-La Industria Eléctrica en la Argentina y su Regulación –Normas con Influencia en Generadores Eléctricos – Resolución 1/2019” del Prospecto.
Para obtener una mayor descripción de los xxxxxx regulatorios y de los CCEE de la Emisora, véase “Los Clientes de la Emisora” más adelante en la presente sección e “Información de la Emisora – Descripción del Sector en que se desarrolla la Actividad de la Emisora - La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh)........... | 1,2 | 2,1 | 4,0 | 2,3 | |||
Factor de disponibilidad .... | 100% | 100% | 100% | 100% | |||
Central Térmica Roca
Esta es una central de ciclo combinado de combustible dual, situada en General Roca, provincia de Río Negro, y cuenta con una capacidad de generación instalada de 190 MW.
Construida en 1995 con una capacidad de 130 MW a ciclo abierto, fue retirada de servicio en 2009 debido a la falla de una turbina. Nosotros la adquirimos en 2011 con el propósito de repararla y ponerla nuevamente en servicio. Durante 2012 se concluyó la primera etapa de reparaciones y acondicionamiento, y en junio de ese año se la habilitó comercialmente. En 2013 se concluyó la segunda etapa del plan de trabajo, que comprendía la modernización y modificación de las instalaciones y la infraestructura, de forma tal de finalizar su conversión a combustible dual y así permitir la utilización de gasoil como combustible alternativo. Así, se instalaron dos tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad de 5.250 m3, lo que permite hasta seis días de operaciones a máxima capacidad. La turbina de generación de combustible dual de la central se conecta a NEUBA II —un gasoducto principal de gas natural— por medio de un gasoducto de 280 m de extensión. A su vez, se conecta al SADI mediante la línea de transmisión Transcomahue de 132kv. El total invertido desde 2011 a 2013 fue de USD 64 millones.
En 2016 hemos iniciado los trabajos para añadir 60 MW de capacidad de generación a la central mediante la instalación de una turbina de vapor, con el objeto de convertirla en una central de ciclo combinado. En Agosto de 2018 comenzó a operar comercialmente llevando a la central a su capacidad actual de 190 MW. Toda la capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta
central se venden a CAMMESA en virtud de dos CCEE suscripto con arreglo al marco regulatorio de la Resolución SE 220/2007.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Para el período de seis meses que finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh).................. | 266,3 | 1.100,8 | 1.146,7 | 548,1 | |||
Factor de Disponibilidad.... | 96% | 97% | 97% | 98% | |||
La Central Térmica Roca es de titularidad de Central Térmica Roca S.A., la cual, como consecuencia de la Fusión 2021 tiene como accionista del 75% del capital social y derechos de voto a GEMSA. Para más información sobre la Fusión 2021 véase la sección “Políticas de la Emisora – Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión 2021” en este Prospecto
Central Térmica Generación Rosario
Esta central termoeléctrica de combustible dual se sitúa en la ciudad xx Xxxxxxx, provincia de Santa Fe. La central se construyó en 1981 y entró en pleno funcionamiento en agosto de 2009. Se trata de una central de ciclo simple con una capacidad instalada de 140 MW. Nuestra empresa opera la central en virtud de un contrato de locación celebrado en abril de 2011 con Sorrento S.A. para poner la Central Térmica Sorrento nuevamente en servicio mediante trabajos de reparación y acondicionamiento por un valor de USD 36 millones. El plazo de vigencia del contrato es xx xxxx años, renovable a elección nuestra por un plazo adicional de siete años. En diciembre de 2015, Sorrento S.A. solicitó la apertura de concurso preventivo ante la justicia en lo comercial de la Ciudad de Buenos Aires. Estimamos que dicho proceso no afectará nuestra capacidad para continuar operando la planta en virtud del contrato de locación.
En 2011 se concluyó la primera etapa de las tareas de reparación y mantenimiento que requería la caldera de la central, que comenzó sus operaciones con una capacidad de generación instalada de 80 MW. Entre 2012 y 2015 realizamos nuevos trabajos de reacondicionamiento de la central, lo que elevó su capacidad de generación a los 140 MW actuales. Esta central cuenta con una turbina de vapor Xxxxxxx de combustible dual y 140 MW de capacidad. Las turbinas pueden funcionar tanto a gas como a gasoil. La central cuenta con dos tanques de almacenamiento de gasoil con una capacidad de 10,5 millones de m3.
Toda la capacidad de generación y energía eléctrica que genera esta central se venden a CAMMESA bajo el marco regulatorio del programa Energía Base.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh) ........... | 70,6 | 7,2 | 37,2 | 23,5 | |||
Factor de disponibilidad .... | 99% | 100% | 100% | 98% | |||
La Central Térmica Generación Rosario es de propiedad de Generación Rosario S.A. la cual, como consecuencia de la Fusión 2021 tiene como accionista del 95% del capital social y derechos de voto a GEMSA. Para más información sobre la Fusión 2021 véase la sección “Políticas de la Emisora – Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión 2021” en este Prospecto
Solalban Energía
En 2008 el Grupo Xxxxxxxx constituyó Solalban, una sociedad constituida con Unipar Indupa S.A.I.C. ex Solvay Indupa S.A.I.C., con el objeto planificar, construir y operar una central termoeléctrica en Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires. Nuestra empresa es propietaria del 42% de Solalban, en tanto que Unipar Indupa lo es del 58% restante. La central eléctrica Solalban entró en pleno funcionamiento en 2009, con dos turbinas de combustible dual Xxxxx & Xxxxxxx (modelo SWIFTPAC FT8-3) de 60 MW. El total invertido en esta central fue de USD 80 millones, suma que se destinó a la instalación de las dos turbinas mencionadas, al desarrollo de las obras eléctricas y civiles y a la instalación de un gasoducto de 11 millas de extensión que se conecta al gasoducto troncal de Transportadora Gas del Sur (empresa de transmisión/distribución que opera en la región sur de Argentina).
Xxxxxxxx vende la energía eléctrica que genera esta central a Unipar Indupa mediante una línea de transmisión interna e independiente (sin ingresar al SADI), en virtud de un contrato de venta de energía suscripto en 2009 con un plazo de vigencia de quince años, en tanto que la energía generada restante se vende a grandes consumidores industriales bajo el programa Energía Plus. Durante el ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2019, Solalban destinó el 79% de los MWh anuales de energía eléctrica generada a Unipar Indupa y el remanente lo comercializó el programa Energía Plus a través xxx XXXX. Durante ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, Xxxxxxxx destinó el 69% de los MWh anuales de energía eléctrica generada a Unipar Indupa y el remanente lo comercializó el programa Energía Plus a través xxx XXXX. Para el período de seis meses finalizado el 30 xx xxxxx de 2021, Xxxxxxxx vendió el 76% y el 24% de los MWh anuales de energía eléctrica generada a Unipar Indupa y bajo el marco regulatorio del programa Energía Plus a través xxx XXXX.
La siguiente tabla presenta información estadística relativa a esta central eléctrica para los períodos indicados:
Correspondiente al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de | Correspondiente al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de | ||||||
2018 | 2019 | 2020 | 2021 | ||||
Total Ventas (GWh) ... | 644,3 | 700,5 | 719,9 | 120,0 | |||
Factor de disponibilidad ............... | 84%(1) | 79%(1) | 86%(1) | 71% | |||
(1) El factor de disponibilidad inferior correspondiente a los años 2018, 2019,2020 y por los primeros seis meses de 2021 es consecuencia de interrupciones relacionadas con el mantenimiento programado y no programado de los equipos.
Como consecuencia de la Fusión 2021, GEMSA es titular del 42% del capital social y derechos de voto de Solalban. Para más información sobre la Fusión 2021 véase la sección “Políticas de la Emisora
– Políticas de Inversiones, de Financiamiento y Ambientales– Fusión 2021” en este Prospecto
La Tecnología de la Emisora
Procuramos comprar nuestros equipos a proveedores que cuenten con experiencia y una trayectoria reconocida a nivel internacional. Nuestras turbinas de combustible dual nos permiten generar energía eléctrica, ya sea utilizando gas natural o gasoil. Parte de nuestra capacidad se compone de turbinas
modulares que brindan flexibilidad operativa y permiten que las turbinas continúen funcionando en niveles normales aun en el caso de que se requiera reparar o reemplazar un módulo en particular. Por otra parte, hemos equipado a nuestras centrales eléctricas con turbinas de menos de 60 MW de capacidad de generación instalada, lo que nos brinda flexibilidad para llevar a cabo interrupciones de planta para mantenimiento programado y no programado sin afectar la disponibilidad de la mayor parte de nuestra capacidad de generación instalada.
La siguiente tabla presenta una síntesis de la tecnología de las turbinas que se utilizan en nuestras centrales eléctricas:
Central eléctrica | Consumo específico (kcal/kWh) | Turbina y tipo de tecnología | Capacidad | |
Xxxxxxx Xxxxxxxxx | 2.386 | Xxxxxxxxx / Xxxxx | Ciclo combinado | 35 MW |
2.386 | Xxxxxxxxx / Xxxxx | Ciclo combinado | 35 MW | |
2.422 | PWPS FT8-3 | Turbina de gas | 60 MW | |
2.422 | PWPS FT8-3 | Turbina de gas | 60 MW | |
2.391 | PWPS FT8-3 | Turbina de gas | 60 MW | |
2.284 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
2.284 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
Total X. Xxxxxxxxx | 350 MW | |||
Ezeiza | 2.385 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW |
2.385 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
2.385 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
Total Xxxxxx | 000 MW | |||
Independencia | 2.403 | PWPS FT8-3 | Turbina de gas | 60 MW |
2.403 | PWPS FT8-3 | Turbina de gas | 60 MW | |
2.385 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
2.385 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW | |
Total Independencia | 220 MW | |||
Roca | 1.766 (ciclo combinado) | EGT - Alstom | Turbina de gas | 130 MW |
GE Triveni | Turbina de vapor | 60 MW | ||
Total Xxxx | 000 MW | |||
Generación Frías | 2.215 | XXXX XX0000 | Turbina de gas | 60 MW |
Riojana | 2.250 | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 50 MW |
3.829 | Xxxx Xxxxx | Turbina de gas | 14 MW | |
4. 080 | Xxxx Xxxxx | Turbina de gas | 14 MW | |
4.095 | Fiat | Turbina de gas | 13 MW | |
Total Riojana | 90 MW | |||
GROSA | 2.692 | Xxxxxxx | Turbina de vapor | 140 MW |
La Banda | 4.341 | Fiat | Turbina de gas | 15 MW |
4.475 | Fiat | Turbina de gas | 15 MW | |
Total La Banda | 30 MW | |||
Solalban | 2.467 | PWPS | Turbina de gas | 120 MW |
Total | 1.350 MW | |||
Para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2020, según CAMMESA, la eficiencia promedio del sistema fue de 1.850 kcal/kWh.
La siguiente tabla presenta una síntesis de la tecnología de las turbinas que se utilizarán en la nueva capacidad de generación de conformidad con los CCEE de los que hemos sido adjudicatarios en virtud de la Resolución SEE 287/2017. Ya se han contratado los proveedores para las turbinas de
gas y las turbinas de vapor (ambas con Siemens) y las calderas de recuperación (XXXX Power International Inc).
Proyectos de ampliación | Consumo específico (kcal/kWh) | Turbina y tipo de tecnología | Capacidad de Energía | |
X. Xxxxxxxxx | 1.700 (Ciclo combinado) | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 54 MW |
Siemens SST-600 | Turbina de vapor | 75 MW | ||
Total Ampliación de X. Xxxxxxxxx | 129 MW | |||
Ezeiza | 1.700 (Ciclo combinado) | Siemens SGT-800 | Turbina de gas | 54 MW |
Siemens SST-600 | Turbina de vapor | 50 MW | ||
Siemens SST-600 | Turbina de vapor | 50 MW | ||
Total Ampliación de Xxxxxx | 000 MW | |||
Total Proyectos de Ampliación | 283 MW | |||
Los Clientes de la Emisora
Xxxxxx Regulatorios
La actividad comercial de las centrales de la Emisora se desarrolla bajo distintos xxxxxx regulatorios, los cuales determinan los clientes a los cuales se les vende capacidad de generación y/o energía eléctrica.
Resolución SE 220/2007
La Resolución SE 220/2007 y Energía Plus fueron diseñadas por el Gobierno Argentino para promover inversiones en el sector de generación de energía eléctrica al brindar condiciones económicas favorables para la instalación de nueva capacidad de generación. Entre 2006 y 2015, la capacidad de generación termoeléctrica en Argentina aumentó aproximadamente 6,9 GW, de los cuales aproximadamente 4,2 GW derivaron de estos dos xxxxxx regulatorios.
Bajo el marco regulatorio dispuesto por la Resolución SE 220/2007, la Emisora vende su capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de contratos de compraventa de energía a largo plazo (diez años) denominados en dólares estadounidenses. La contraprestación que percibe de CAMMESA en el marco de estos contratos comprende dos elementos principales: (a) un precio fijo en dólares estadounidenses por MW por hora por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en virtud de un régimen de compra garantizada (take or pay); (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos operativos y administrativos, mantenimientos menores y seguro) en base a la energía despachada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado – (el gas natural genera una remuneración menor respecto al combustible líquido dado que los costos operativos asociados son menores). Asimismo, el precio que paga CAMMESA en virtud de estos contratos incluye el reconocimiento de los cargos asociados al transporte eléctrico. Vale aclarar que, por indisponibilidad forzada de nuestra capacidad, CAMMESA impone una multa estimada en dólares estadounidenses por hora siempre que la disponibilidad de potencia comprometida este por debajo del 92%.
Las obligaciones principales de la Emisora en el marco de estos contratos consisten en (a) contar con la cantidad de MW mensuales de capacidad de generación comprometida disponibles para su despacho a solicitud de CAMMESA y (b) despachar la energía eléctrica a solicitud de CAMMESA, en todos los casos de conformidad con los términos y condiciones del contrato. A partir del mes de diciembre de 2018, el agente generador puede optar por declarar el CVP (Costo Variable de
Producción), en cuyo caso la gestión de gas pasa a ser propia. El principal proveedor de gas natural de la Emisora es RGA, compañía que también forma parte del Grupo Xxxxxxxx, con la que ha celebrado contratos de suministro con un plazo de vigencia que suele ser de seis años. En aquellos CCEE en virtud de los cuales no está obligada a garantizar el suministro de combustible (centrales que no declaren CVP), CAMMESA debe abastecer a la Emisora de combustible de conformidad con el contrato en caso de requerir despacho.
Conforme lo dispuesto en los CCEE suscriptos con CAMMESA, el incumplimiento de cualquiera de las obligaciones especificadas en los contratos por una de las partes constituirá a ésta en xxxx automáticamente, sin necesidad de interpelación judicial o extrajudicial alguna, siendo causales de incumplimiento aplicables a ambas partes, a modo de ejemplo, las siguientes: la falta de pago en termino de cualquier suma adeudada, la declaración en quiebra, la presentación en concurso preventivo o quiebra, la realización de actos que impliquen que sus obligaciones bajo el contrato dejen de ser validas o exigibles, entre otras. Las causales xx xxxx se encuentran detallas en cada uno de los contratos y respecto de cada una de las partes firmantes. Producida la xxxx, la parte que cumplió podrá optar por: (i) intimar al cumplimiento de la parte incumplidora, otorgando un plazo razonable para hacerlo y notificar a la Secretaría de la intimación; o (ii) resolver el contrato, bastando a tal efecto la sola comunicación fehaciente de dicha voluntad y la indicación de la fecha a partir de la cual tendrá efecto dicha resolución, junto con la notificación a la Secretaría. En caso de incumplimiento de obligaciones de pago, la parte cumplidora tendrá derecho a percibir las sumas adeudadas más intereses y sanciones, en caso de corresponder.
Asimismo, las partes podrán rescindir conjuntamente el contrato cuando medien razones objetivas para ello, pudiendo la Secretaría autorizar o rechazar la propuesta de resolución presentada.
Por último, en los supuestos de caso fortuito o fuerza mayor en los cuales la imposibilidad de cumplir con las obligaciones asumidas se prolongue por las de 120 días, cualquiera de las partes podrá dejar sin efecto el contrato a su sola voluntad sin que esto genere responsabilidad alguna por daños y perjuicios.
Al 30 xx xxxxx de 2021, GEMSA tiene cuatro CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: (i) Central Térmica Independencia, con una vigencia restante de 0,7 años por 100 MW de capacidad contratada, (ii) Central Térmica X. Xxxxxxxxx, con una vigencia restante de 6,3 años por 90 MW de capacidad contratada, (iii) Central Térmica Frías, con una vigencia restante de 4,7 años por 55,5 MW de capacidad contratada, y (iv) Central Térmica Riojana, con una vigencia restante de 6,1 años por 45 MW de capacidad contratada.
Asimismo, CTR tiene dos CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio (i) CTR, con una vigencia restante de 1,2 años por 116,7 MW de capacidad de contratada, y (ii) CTR, con una vigencia restante de 7,4 años por 55MW por correspondiente al cierre de ciclo de la central.
Resolución SE 1281/2006 - Energía Plus
Conforme a este marco regulatorio, los clientes industriales con un consumo de energía eléctrica superior a los 300 kW deben satisfacer el excedente de su demanda por sobre los kW consumidos en 2005 mediante la compra de energía producida por capacidad de generación de centrales eléctricas instaladas luego de septiembre de 2006. Los contratos de compraventa de energía que se celebraron bajo este marco regulatorio están denominados en dólares estadounidenses y tienen un plazo de vigencia promedio de uno a dos años. Estos CCEE no contemplan la modalidad “take or pay”, por lo tanto proporcionan un EBITDA Ajustado menos estable en comparación con los restantes xxxxxx regulatorios. No obstante, la Emisora es capaz de estimar con razonable precisión el consumo aproximado de energía por parte de los tomadores sobre la base de los consumos históricos.
Las obligaciones principales de la Emisora en el marco de estos contratos consisten en (a) mantener disponible las unidades que respaldan los contratos con los grandes usuarios, y (b) respaldar los contratos celebrados con sus clientes mediante generación eléctrica o compras al mercado de energía. El principal proveedor de gas natural de la Emisora para la capacidad de generación comprometida en el marco de los contratos de compraventa de energía suscriptos con arreglo a este marco
regulatorio es RGA, con la que ha celebrado contratos de suministro con un plazo de vigencia que suele ser de seis años, en virtud de los cuales RGA suministra gas natural por día. La Emisora ha celebrado contratos de compraventa de energía con tomadores privados con arreglo a este marco regulatorio. La Emisora cobra un Precio Monómico fijo por la energía consumida por el tomador en virtud de estos contratos. El precio de la energía convenido por contrato depende xxx xxxxxxx Energía Plus conformado por costos de generación y margen de utilidades.
De conformidad con los términos y condiciones de dichos contratos, cualquiera de las partes puede requerir la renegociación del contrato si, por motivos no inherentes a estas, el equilibrio económico del contrato se ve modificado de manera tal que este resulte excesivamente oneroso para dicha parte. Ante tal circunstancia, cualquiera de las partes puede rescindir el contrato en ausencia de acuerdo dentro del plazo de 15 días de efectuada la solicitud. Ante el incumplimiento, por cualquiera de las partes, de las obligaciones pactadas, la otra puede también proceder a rescindir el contrato previa notificación cursada con 15 días de antelación. Estos CCEE no contemplan cláusulas de renovación.
Durante para los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 y 2020, generamos el 5%, el 4% y el 4% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud de los contratos de compraventa de energía suscriptos en el marco del programa Energía Plus. Para el período de seis meses finalizado el 30 xx xxxxx de 2021, generamos el 4% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud de los contratos de compraventa de energía suscriptos marco del programa Energía Plus.
Resolución SEE 19/2017 - Energía Base
Esta metodología de remuneración de la capacidad instalada previa al año 2006 tiene su origen en la Resolución SE 95/2013. A través de la misma, CAMMESA fijaba retornos menores para los generadores de energía eléctrica en lo que respecta a la capacidad de generación disponible mediante esas unidades de generación de mayor antigüedad.
En virtud de este marco regulatorio, la Emisora vende su capacidad de generación y electricidad a CAMMESA bajo la modalidad “take or pay” (sin celebrar contratos de compraventa de energía). Hasta febrero de 2017 era en Pesos argentinos (sin celebrar ningún contrato de compraventa de energía), y pasó a ser en dólares americanos de dicha fecha hasta febrero 2020 en virtud de las Resoluciones SEE 19/2017 y luego la SGE 1/2019. En febrero de 2020 la Resolución 1/2019 fue modificada por la Resolución 31/2020 emitida por la nueva Administración, cuyos considerandos plantearon la necesidad de adaptar los criterios de remuneración establecidos por la Resolución 1/2019, considerando que la magnitud de los acontecimientos económico-financieros que afronta el país, en particular la abrupta apreciación del tipo de cambio, impactan sobre dicha remuneración, dada la mayor variación del tipo de cambio por sobre los costos de producción, que deviene en la necesidad de restablecer la relación entre ellos. En función de ello la Resolución 31/2020 modificó parcialmente la Resolución 1/2019 y estableció un nuevo esquema de remuneración a partir del 1 de febrero de 2020 que implica: (i) reducción y pesificación de los valores remuneratorios de potencia para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (ii) pesificación de los valores remuneratorios variables para generadores, co-generadores y autogeneradores del MEM; (iii) modificación de los criterios de remuneración de los generadores térmicos incorporando: (a) diferenciación para aquellos generadores habilitados con motores de combustión interna menores o iguales a 42 MW; y (b) criterios remuneratorios diferenciales para aquellos generadores que no efectúen un compromiso de disponibilidad garantizada; e (iv) introducción de un criterio remunerativo por disponibilidad de potencia en horas de alto rendimiento.
Resolución SEE 21/2016
En el marco de la Resolución SEE 21/2016, vendemos nuestra capacidad de generación y energía eléctrica a CAMMESA en virtud de CCEE de 10 años expresados en dólares estadounidenses. La contraprestación que recibimos a cambio por parte de CAMMESA en virtud de estos contratos se compone de dos elementos principales: (a) un precio fijo en dólares estadounidenses por MW por hora por nuestra disponibilidad de capacidad comprometida en el marco de un régimen de compra
garantizada (take or pay), en virtud del cual recibimos este precio en la medida en que nuestra capacidad comprometida se encuentre disponible o en mantenimientos programados y autorizados por CAMMESA. CAMMESA cobrará una multa (calculada por hora en dólares estadunidenses) en caso de indisponibilidad forzada de nuestra capacidad y (b) un precio variable para cubrir los costos de operación y mantenimiento (tales como salarios, gastos operativos y administrativos, mantenimientos menores y seguro), el cual varía de acuerdo a la energía generada a solicitud de CAMMESA y al tipo de combustible utilizado (el gas natural genera una remuneración menor respecto al combustible líquido dado que los costos operativos asociados son menores). Asimismo, el precio que CAMMESA paga en virtud de estos contratos incluye el reconocimiento de los cargos asociados al transporte eléctrico. Recibimos el pago del precio en Pesos al tipo de cambio oficial.
Al 30 xx xxxxx de 2020, GEMSA tiene cuatro CCEE suscriptos con CAMMESA bajo este marco regulatorio: (i) un CCEE con una vigencia restante de seis años por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (ii) un CCEE con una vigencia restante de seis años y medio por 46 MW de capacidad de generación de Central Térmica Independencia; (iii) un CCEE con una vigencia restante de seis años por 93 MW de capacidad de generación de Central Térmica Ezeiza; y (iv) un CCEE con una vigencia restante de seis años y medio por 46,5 MW de capacidad de generación de Central Térmica Ezeiza.
Tras el vencimiento de los CCEE en virtud de este marco regulatorio, prevemos que toda la capacidad comprometida será vendida en virtud del marco regulatorio del programa Energía Base.
Durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2018, 2019 and 2020, generamos el 38%, el 33% y el 35% de nuestro EBITDA Ajustado, respectivamente, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016. Durante el período de seismeses finalizado el 30 xx xxxxx de 2021, generamos el 38% de nuestro EBITDA Ajustado en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 21/2016.
Resolución SEE 287/2017
En el marco de la licitación pública bajo la Resolución SEE 287/2017, GEMSA fue adjudicada con nuevos CCEE con CAMMESA por un total de 251 MW que implicarán la instalación de 283 MW de nueva capacidad nominal en Central Térmica X. Xxxxxxxxx (129 MW) y Central Térmica Ezeiza (154 MW). Dicha licitación pública tuvo como objetivo la mejora en la eficiencia del sistema de generación eléctrica, por lo que se focalizó en cierres de ciclos existentes y proyectos de cogeneración. En el caso de las expansiones del Grupo, en ambos casos involucra cerrar el ciclo de turbinas que operan actualmente a ciclo abierto.
Tras el vencimiento de los CCEE en virtud de este marco regulatorio, tenemos previsto que toda la capacidad comprometida será vendida en virtud del marco regulatorio del programa Energía Base.
Expansión de capacidad
El Grupo Xxxxxxxx busca constantemente desarrollar nuevos proyectos con el objeto de satisfacer las necesidades del sistema y generar nuevas oportunidades de negocios con un equipo con experiencia en el análisis, desarrollo, ejecución, operación y mantenimiento de los mismos. Ha desarrollado proyectos, y contraído un total de 1450 MW desde 2006, de los cuales 1280 MW han sido dentro de las subsidiarias xx Xxxxxxxx.
En 2018, se han finalizado las ampliaciones adjudicadas en 2016 y 2017 por un total de 460 MW.
Asimismo, en el marco de la licitación pública bajo la Resolución SEE 287/2017, GEMSA fue adjudicada con nuevos CCEE con CAMMESA por un total de 251 MW que implicarán la instalación de 283 MW de nueva capacidad nominal en Central Térmica X. Xxxxxxxxx (129 MW) y Central Térmica Ezeiza (154 MW). Dicha licitación pública tuvo como objetivo la mejora en la eficiencia del sistema de generación eléctrica, por lo que se focalizó en cierres de ciclos existentes y proyectos de
cogeneración. En el caso de las expansiones del Grupo, en ambos casos involucra cerrar el ciclo de turbinas que operan actualmente a ciclo abierto bajo las Resoluciones SEE 21/2017 (CTE) y SE 220/2007 (CTMM).
Ampliación C.T. Xxxxxxx Xxxxxxxxx
Durante el año 2017, comenzó la operación comercial de 100 MW de nueva capacidad nominal bajo la Resolución SE 220/2007, culminando el plan de expansión que había arrancado el Grupo en esta central en el año 2016. La central opera actualmente con una capacidad nominal instalada de 350 MW.
En el marco de la Resolución SEE 287/2017, XXXXX resultó adjudicada por 113 MW de capacidad comprometida para la Central Térmica X. Xxxxxxxxx. Para cumplir con este compromiso se planea expandir la capacidad instalada de la central en 129 MW. La ampliación consiste en la instalación de una nueva turbina de gas Siemens SGT-800 de 54 MW nominales de ciclo abierto de idénticas características a las dos turbinas instaladas durante 2017 y el cierre de ciclo de las tres turbinas mencionadas.
La mencionada expansión tenía como fecha comprometida de inicio diciembre 2020. Atendiendo la coyuntura macroeconómica adversa de argentina durante el 2019 y la dificultad de poder avanzar con financiamientos que permitan obtener los recursos para completar los proyectos, con fecha 2 de septiembre de 2019 se publicó la Resolución SRRYME 25/2019 por la que se habilitó a los agentes generadores adjudicatarios de los proyectos bajo Resolución SEE 287/2017 a extender el plazo de habilitación comercial de los mismos. GEMSA ha hecho uso de la opción prevista en la Resolución y manifestó como nueva fecha de inicio de operación comercial el 6 de diciembre de 2022. Adicionalmente, con fecha 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxxxx de Energía dispuso mediante Nota XX- 0000-00000000-XXX-XX#XXX la suspensión por 180 días del cómputo de plazos correspondientes a la ejecución de los contratos de la Resolución Ex SEE N° 287/2017. La suspensión se funda en las circunstancias ocurridas a partir de la pandemia COVID-19 y del aislamiento social, preventivo y obligatorio dispuesto por el DNU N° 297 del 19 xx xxxxx de 2020. El 7 xx xxxx de 2021, se modificó el CCEE para establecer una nueva fecha de habilitación comercial para el 26 de septiembre de 2023. El CCEE permanece vigente sin perjuicio de la fecha de comienzo efectivo de las operaciones comerciales. Tenemos la intención de obtener financiación adicional para reanudar la construcción, incluso mediante la emisión de obligaciones negociables en los mercados locales recurriendo a un paquete de garantías limitado.
Al día de la fecha se firmaron acuerdos con Siemens Industrial Turbomachinery AB para la compra de la turbina SGT-800 de 54 MW y un acuerdo global para el cierre de ciclo que involucra la adquisición de una turbina de vapor Siemens SST-600 de 75 MW y tres calderas xxxxx XXXX Power International Inc. (una por cada turbina de gas). De tales equipos, se encuentran en el país casi la totalidad de las calderas y partes de la turbina de gas y de la de vapor. Adicionalmente, se han adquirido dos transformadores de potencia marca Tubos Trans Electric, uno de 75 MVA que ya fue entregado y otro de 85 MVA el cual está en construcción.
A causa del retraso de las fechas de habilitación comercial previstas para la capacidad adicional, se han devengado penalidades por un monto total de USD16,5 millones (sujeto al límite establecido bajo el CCEE) pueden aplicarse en los términos del CCEE. De acuerdo con la Resolución 25/2019, estas penalidades deberían abonarse al inicio de las operaciones comerciales y serán pagaderas en doce cuotas mensuales iguales que serán deducidas de los pagos de CAMMESA o, a opción de GEMSA, en 48 cuotas mensuales iguales con una tasa de interés anual del 1,7% sobre los montos impagos.
Ampliación C.T. Ezeiza
En octubre de 2017, la Emisora resultó adjudicada de un CCEE con CAMMESA por hasta 138 MW de capacidad adicional en nuestra Central Térmica Ezeiza en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017, que se suscribió en diciembre de 2017 y se modificó en mayo de 2021
para el establecimiento de una nueva fecha de habilitación comercial. Central Térmica Ezeiza involucró la compra de un predio de ocho hectáreas en Ezeiza, Provincia de Buenos Aires, y la construcción de una central termoeléctrica de combustible dual, que fue finalizada en 2017, con una capacidad instalada de 150 MW.
Actualmente estamos ampliando la capacidad de generación de la central en 154 MW adicionales mediante la instalación de una turbina adicional Siemens SGT-800 de combustible dual de 54 MW, cuatro calderas de recuperación XXXX Power International, dos turbinas de vapor de 50 MW Siemens SST-600, tres transformadores de potencia de 75MVA 11kV-132kV TTE, una torre de refrigeración híbrida de 9 módulos ESINDUS y equipos accesorios, y mediante la transformación de la central en una unidad de ciclo combinado. Al 30 de juniode 2021, ya habíamos invertido aproximadamente USD63 millones en la adquisición de ciertos equipos y la finalización de ciertas obras de ingeniería. Estos gastos fueron financiados con deuda comercial y financiera y flujo de efectivo operativo.
El comienzo de las operaciones comerciales estaba previsto inicialmente para junio de 2020. A causa de las condiciones macroeconómicas adversas en Argentina durante 2019, tuvimos dificultad para obtener financiamiento para completar la construcción y en agosto de 2019 obtuvimos la autorización para retrasar la fecha de habilitación comercial hasta diciembre de 2022. Dado que las condiciones macroeconómicas en Argentina empeoraron como resultado de la pandemia por COVID-19, el gobierno argentino prorrogó nuevamente la fecha de habilitación comercial de obras de construcción comprometidas en virtud de los CCEE con CAMMESA. El 7 xx xxxx de 2021, se modificó el CCEE para establecer una nueva fecha de habilitación comercial para el 26 de septiembre de 2023. El CCEE permanece vigente sin perjuicio de la fecha de comienzo efectivo de las operaciones comerciales. En julio de 2021, obtuvimos la financiación para la construcción de la obra mediante la emisión de obligaciones negociables en Argentina por un valor total de USD130 millones, con recurso limitado a un paquete de garantía. Se prevé que estas obligaciones negociables serán canceladas con flujos de efectivo generados por los CCEE por la capacidad instalada adicional, en virtud del marco regulatorio de la Resolución SEE 287/2017. Asimismo, los pagos de intereses serán capitalizados hasta el inicio de las operaciones comerciales. Las obligaciones negociables tienen una vigencia promedio ponderado hasta el vencimiento de 5,6 años.
A la fecha de este Prospecto, las obras avanzan según el cronograma y esperamos que el inicio de la operación comercial de la capacidad adicional tenga lugar durante el cuarto trimestre de 2023. Si bien tenemos una trayectoria comprobada en la administración de obras de centrales eléctricas, con el objeto de mitigar riesgos relacionados con la construcción, celebramos un contrato de obra con SACDE, un desarrollador líder en Argentina de obras de infraestructura pública y privada, con experiencia en ingeniería, construcción y servicios, y en la industria energética, petróleo y gas, agua y saneamiento, transporte y otros sectores.
Ya hemos recibido todas las calderas de recuperación y los generadores para las turbinas de vapor Siemens SST-600. Asimismo, se ha completado la fabricación de la turbina Siemens SGT-800 de combustible dual y las turbinas de vapor Siemens SST-600, y se espera su entrega para el segundo trimestre de 2022. Esperamos que la obra aporte beneficios al sistema argentino de generación de energía eléctrica, mediante la reducción del consumo de gas, la reducción de los costos promedio de generación por MW despachados y la mejora de la eficiencia y la vida promedio de los activos de generación.
A causa del retraso de las fechas de habilitación comercial previstas para la capacidad adicional, se han devengado penalidades por un monto total de USD20,3 millones (sujeto al límite establecido bajo el CCEE) pueden aplicarse en los términos del CCEE. De acuerdo con la Resolución 25/2019, estas penalidades deberían abonarse al inicio de las operaciones comerciales y serán pagaderas en doce cuotas mensuales iguales que serán deducidas de los pagos de CAMMESA o, a opción de GEMSA, en 48 cuotas mensuales iguales con una tasa de interés anual del 1,7% sobre los montos impagos.
Seguros
La Emisora considera que el nivel de cobertura que mantienen para sus bienes, operaciones, personal y actividades comerciales es razonablemente adecuado para los riesgos que enfrenta y es comparable con el nivel de cobertura que mantienen otras empresas de dimensiones similares que operan en su mismo sector comercial.
En la actualidad la Emisora cuenta con un paquete de seguros integral que cubre daños a bienes e interrupción de las operaciones. Estas pólizas cubren sus activos físicos tales como centrales eléctricas, oficinas, equipos y subestaciones, así como también el costo de interrupción de las operaciones por fallas de equipos, siniestros o sucesos de fuerza mayor. Asimismo nos resulta importante resaltar que todas las centrales del Grupo Xxxxxxxx cuentan con la cobertura denominada “Póliza de Caución por Riesgo de Daño Ambiental de Incidencia Colectiva”, dicho seguro cubre la exigencia de garantía ambiental establecida en la Ley General de Ambiente Nº 25.675, Artículo 22, de acuerdo con lo establecido por los organismos de aplicación. También cuenta con seguros contra responsabilidad de terceros, entre ellos, seguros contra responsabilidad del empleador y seguro adicional contra daños a bienes y lesiones personales derivados del uso de automotores. Asimismo, cuenta con seguros contra riesgos relacionados con (i) la construcción, que incluye cobertura de daños a los materiales, demora en la puesta de servicio, cargas marítimas, responsabilidad civil y con (ii) la retro adaptación de nuestras unidades actuales.
La Emisora ha contratado seguros con aseguradoras locales e internacionales, tales como Xxxxx Indemnity & Liability Company, Chubb Argentina de Seguros SA, Federación Patronal, Opción Seguros, Sancor Seguros, Allianz Seguros, Zurich, La Meridional, San Xxxxxxxxx , y La Segunda compañía de Seguros.
Procesos judiciales y administrativos
A la fecha del presente Prospecto la Emisora no reviste la calidad de parte en procesos judiciales o administrativos de importancia, excepto por la demanda iniciada por la Emisora el 29 xx xxxxx de 2017 contra ENARSA, ante al Tribunal Arbitral de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires con el objeto de que ENARSA cumpla con ciertas obligaciones contractuales y abone a la Emisora las tarifas mensuales acordadas como contraprestación por los servicios prestados por Generación Independencia S.A. (sociedad absorbida por la Emisora) durante los tres años de vigencia del contrato de locación celebrado el 21 xx xxxxx de 2012, por los servicios de recepción, almacenaje, elaboración de mezclas y despacho de combustibles líquidos livianos a ser utilizados por las centrales térmicas de ENARSA, con más otros conceptos indicados en la demanda
Fondos comunes de inversión abiertos
A la fecha del presente Prospecto, la Emisora no tiene en cartera ni se encuentra expuesta a fondos comunes de inversión abiertos, relativos a las Resoluciones Xxxxxxxxx Xxxx. 000, 000 x 000 xx xx XXX.
FACTORES DE RIESGO
La inversión en las obligaciones negociables implica riesgos considerables. Los inversores podrían perder una parte sustancial o la totalidad de su inversión en las obligaciones negociables. El destinatario debe considerar cuidadosamente toda la información contenida en el presente Prospecto, incluidos los factores de riesgo que se consignan a continuación, antes de tomar la decisión de invertir en las obligaciones negociables. Los inversores deben tener en cuenta que los riesgos que se describen más adelante no son los únicos riesgos a los que estamos expuestos. Antes de invertir en las Obligaciones Negociables, los potenciales inversores deberán considerar cuidadosamente los riesgos que se describen a continuación. Los negocios de la Emisora, su situación patrimonial y los resultados de sus operaciones podrían verse seriamente afectados de manera negativa por cualquiera de estos riesgos. Los riesgos que se describen a continuación son los conocidos por la Emisora y aquellos que actualmente cree que podrían afectarla de manera considerable. Los negocios de la Emisora también podrían verse afectados por riesgos adicionales que actualmente la Emisora no conoce o que por el momento no considera que sean significativos o que podrían afectar la capacidad de la Emisora para cumplir con sus obligaciones en virtud de las Obligaciones Negociables.
RIESGOS RELACIONADOS CON LA ARGENTINA
Dependemos de las condiciones macroeconómicas en la Argentina.
La Emisora forma parte de un grupo de sociedades constituidas y existentes de conformidad con la legislación argentina y la totalidad de sus operaciones, activos e ingresos se encuentran en Argentina o son obtenidos en Argentina. Por lo tanto, la actividad comercial y los resultados financieros de la Emisora depende en gran medida de las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias y sociales de Argentina.
La economía argentina ha experimentado una importante volatilidad en las décadas recientes, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo, altos niveles de inflación y devaluación monetaria, y podría registrarse mayor volatilidad en el futuro. La menor demanda internacional de productos argentinos, la falta de estabilidad y competitividad del Peso con respecto a otras divisas, la menor confianza entre consumidores e inversores externos y locales, el mayor índice de inflación e incertidumbre política a futuro, entre otros factores, podrían afectar el desarrollo de la economía argentina.
Durante los años 2015 y 2018, la economía de Argentina alternó entre períodos de crecimiento y disminución en cifras cercanas al 2,5%, hasta llegar a tres años consecutivos de contracción en los años 2018, 2019 y 2020. Actualmente, la economía de Argentina permanece vulnerable e inestable, a pesar de los esfuerzos del Gobierno Argentino para contener la inflación y la inestabilidad cambiaria, reflejada por las siguientes condiciones económicas:
• La inflación se mantiene alta y podría continuar en niveles similares en el futuro;
• De acuerdo a los cálculos revisados del PBI del año 2004, publicados por el INDEC en marzo de 2017, cálculo que forma la base para calcular el PBI real para cada año posterior al 2004, el PBI disminuyó un 2,5% en 2018, un 2,2% en 2019 y un 9,9% en 2020. La estimación preliminar del PBI en el tercer trimestre de 2021 muestra un crecimiento del 11,9% con relación al mismo período del año anterior. Es por ello que persiste la incertidumbre respecto a la sustentabilidad del crecimiento y la estabilidad económica para los próximos años, ya que el crecimiento económico sustentable depende de una variedad de factores, incluyendo el precio de las materias primas que, a pesar de tener una tendencia favorable a largo plazo, es volátil en el corto plazo y más allá del control del gobierno argentino y sector privado;
• El desempleo y el empleo informal siguen siendo altos. De acuerdo con el INDEC, la tasa de desempleo para el año 2020 fue de 11%, y para el tercer trimestre del año 2021, la tasa de desempleo registrada fue del 8,2%;
• La deuda soberana de Argentina, medida en términos porcentuales del PBI, sigue siendo alta. El 31 xx xxxxxx de 2020, el Gobierno Nacional anunció que la oferta para refinanciar los títulos públicos de la Argentina emitidos bajo ley extranjera fue aceptada por el 93,40% de los bonistas, lo que permite el canje del 99,01% de los bonos a ser reestructurados. Asimismo, el 4 de septiembre de 2020, el
Gobierno Argentino anunció los resultados de la etapa temprana de la reestructuración de los títulos públicos denominados en Dólares Estadounidenses emitidos bajo ley local, en la que se obtuvo la aceptación del 98,80% de los bonistas. También, el Gobierno Nacional inició las negociaciones para renegociar la deuda con el FMI. Para mayor información, véase “La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales puede verse limitada, lo cual a su vez puede restringir su margen para implementar reformas y políticas públicas y fomentar el crecimiento económico, así como afectar la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento”;
• El aumento discrecional en el gasto público ha resultado en y podría llegar a exacerbar el déficit fiscal;
• Las inversiones, medidas en términos porcentuales del PBI, siguen siendo muy bajas para sostener cualquier perspectiva de crecimiento;
• Un número significativo de protestas o huelgas podría tener lugar en Argentina, como ha ocurrido en el pasado, que podrían afectar adversamente varios sectores de la economía argentina;
• El suministro, transporte o capacidad de transmisión de energía o gas natural podría no ser suficiente para suministrar o alimentar la actividad industrial (limitando el desarrollo industrial como resultado) y el consumo; y
• La rápida propagación y desarrollo de la pandemia del COVID-19 (coronavirus) ha causado, y continúa causando un efecto material adverso tanto en la economía global, como en la economía argentina, con una magnitud que todavía no es determinable. El 23 xx xxxxx de 2020, el Director Gerente del Fondo Monetario Internacional anunció que la economía global ha entrado en recesión y que podría ser igual o peor que la recesión del año 2009. La magnitud y duración de la pandemia, así como su impacto adverso en nuestro negocio, resultados de operaciones, posición financiera y flujos de efectivo no es determinable a la fecha, ya que continúa evolucionando globalmente. Véase “La economía argentina podría verse adversamente afectada por las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para combatir la pandemia generada por el virus del Covid-19” en esta Sección.
Asimismo, en octubre de 2019 se llevaron a cabo las elecciones presidenciales en Argentina. La fórmula Xxxxxxx Xxxxxxxxx – Xxxxxxxx Xxxxxxxxx xx Xxxxxxxx (Frente de Todos) obtuvo el 48,1% de los votos, lo que los convirtió en Presidente y Vicepresidente de la República Argentina a partir del 10 de diciembre de 2019.
Para una descripción de algunas de las políticas implementadas por la administración Xxxxxxxxx, véase “Los acontecimientos políticos y las medidas políticas adoptadas en Argentina podrían afectar la economía del país y el sector energético en particular” en esta Sección. Asimismo, no es posible prever las medidas que podrían ser adoptadas por la administración Xxxxxxxxx, y el efecto que dichas medidas podrían tener en la economía argentina y en la capacidad de Argentina para cumplir con sus obligaciones financieras, lo que podría afectar negativamente nuestros negocios y condición financiera.
La volatilidad de la economía argentina y las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino han tenido un impacto significativo sobre nosotros. Al igual que en el pasado reciente, la economía argentina puede verse afectada de manera adversa si las presiones políticas y sociales inhiben la implementación por parte del Gobierno Argentino de políticas diseñadas para controlar la inflación, generar crecimiento y aumentar la confianza de consumidores e inversores, o si las políticas que implemente para lograr dichos fines fracasen. No podemos garantizar que nuestra actividad comercial, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones no se verán afectados por acontecimientos económicos, sociales y políticos futuros en Argentina.
La economía argentina podría verse adversamente afectada por las medidas adoptadas por el Gobierno Argentino para combatir la pandemia generada por el virus del Covid-19.
El 11 xx xxxxx de 2020, la Organización Mundial de la Salud (la “OMS”) decretó el estado de pandemia a nivel mundial por el brote del virus denominado “COVID-19”, comúnmente conocido como “Coronavirus”, que habría tenido su origen en la cuidad de Wuhan, capital de la provincia de Hubei, en China, pero que en cuestión de meses se propagó a todos los continentes.
La rápida propagación del Coronavirus y el número de contagiados ha llevado a muchos de los países afectados a tomar medidas preventivas que van desde el cierre de fronteras hasta el de aislamiento total de sus poblaciones, lo que naturalmente ha producido (y se prevé que seguirá produciendo) una considerable disminución de la actividad económica y de la producción e inestabilidad financiera.
El Gobierno Argentino ha implementado ciertas medidas tendientes a limitar el avance y la propagación del Coronavirus entre la población, entre las que deben destacarse, entre otras, las siguientes: aislamiento obligatorio, cierre de fronteras externas y restricciones de viajes dentro del territorio nacional, cierre de instituciones públicas y privadas, restricciones respecto de ciertas actividades económicas, controles de precios y la prohibición de proceder a despidos sin causa de trabajadores, cada una de las cuales tuvo como propósito detener la propagación del virus del COVID-19, mitigando al mismo tiempo los efectos de la pandemia actual sobre la economía argentina
Siguiendo esta línea de recaudos, el 12 xx xxxxx de 2020, el Gobierno Nacional emitió el Decreto de Necesidad y Urgencia N° 260/2020, en virtud del cual se establecieron, entre otras medidas, la emergencia sanitaria por el período de un año a partir de la entrada en vigencia del decreto, actualmente prorrogada a través del Decreto 867/2021 hasta el 31 de diciembre de 2022.
Con fecha 1 de octubre de 2021, el Gobierno Nacional publicó en el Boletín Oficial el Decreto N° 678/2021 mediante el cual dispuso una serie de medidas preventivas generales con la intención de flexibilizar las restricciones impuestas por la pandemia del coronavirus y regular la realización de ciertas actividades que conllevan mayor riesgo epidemiológico. Entre ellas se destacan: (i) el levantamiento de la obligatoriedad del uso de tapaboca al aire libre, en la medida en que se esté a dos metros de distancia de otras personas; (ii) la posibilidad de realizar reuniones sociales sin límites de personas en la medida en que se cumplan las medidas de prevención y distanciamiento; (iii) la habilitación del aforo del 100% en actividades económicas, industriales, comerciales, de servicios, religiosas, culturales, deportivas y recreativas que se lleven a cabo en lugares cerrados;
(iv) la habilitación de eventos masivos con aforo del 50% en la medida en que se cuente con el esquema completo de vacunación. Dichas medidas estuvieron vigentes hasta el 31 de diciembre de 2021y, a la fecha de este Prospecto, no han sido prorrogadas.
Si bien no pueden asegurarse resultados concretos, se estima que la crisis que ha comenzado a generar la pandemia y las medidas de aislamiento respecto de la economía argentina podría derivar en una caída considerablemente mayor del PBI y de los salarios reales, la ruptura en la cadena de pagos, a la vez que aumento del desempleo y una profunda fragmentación social y productiva. Tampoco puede preverse si el Gobierno Argentino continuará tomando medidas económicas en este sentido o si ajustará su política monetaria al servicio de las necesidades de financiamiento y reactivación de la producción.
Adicionalmente, la pandemia del COVID-19 ha tenido, y continúa teniendo, impacto sobre el sector energético de Argentina. En vista de las medidas de aislamiento social, preventivo y obligatorio contempladas en el Decreto de Necesidad y Urgencia 297/2020 en respuesta a la pandemia del COVID-19, la demanda de energía en la industria y en el sector comercial ha disminuido un 8% durante 2020 en comparación con 2019, lo cual se ha visto parcialmente compensado por un incremento del 8% en el consumo residencial durante idéntico período. En el curso de los primeros seis meses de 2021, se registró un incremento de la demanda total de 4,8% y 4,4%, comparado con idénticos períodos de 2020 y 2019, respectivamente. Asimismo, en el tercer trimestre del 2021, la demanda de electricidad de los hogares argentinos aumentó en un 8,8% respecto al segundo trimestre del 2021, que ya había finalizado 1,7% por encima del primero.
Por otro lado, como consecuencia de las demoras significativas en los cobros de montos procedentes de distribuidores, grandes usuarios y los aportes del Gobierno Nacional, CAMMESA ha extendido el plazo de pago a las generadoras en aproximadamente 40 días. Con respecto al marco regulatorio del programa Energía Base, CAMMESA también suspendió el mecanismo de ajuste por inflación para la remuneración fijada por la Resolución SE 31/20. Estas medidas afectan la situación financiera del sector de generación de electricidad y, si continúan empeorando, podrían afectar la cadena de pagos, tornando dificultoso el mantenimiento y poniendo en riesgo la disponibilidad de la capacidad instalada.
El Gobierno Nacional también ha suspendido la capacidad de las empresas distribuidoras de suspender o cortar los servicios a los usuarios que han incurrido en xxxx o falta de pago de hasta tres facturas consecutivas o alternas, con vencimientos desde el 1º xx xxxxx de 2020. La medida venció el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, x xxxxxx xxx Xxxxxxx 756/2020. Asimismo, la administración del presidente Xxxxxxx Xxxxxxxxx, por medio de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, suspendió todos los incrementos de tarifas por 180 días y estableció el relanzamiento de una revisión tarifaria integral o revisión de carácter extraordinario. El Poder Ejecutivo también intervino en los entes reguladores y supervisores de la industria de energía eléctrica y
gas natural (ENRE y ENARGAS). La suspensión de los aumentos de precios fue extendida hasta el 00 xx xxxxx xx 0000 xxx xxxxx xx xxx Xxxxxxxx 543/2020 y 1020/2020. En abril de 2021, el Gobierno Argentino autorizó un aumento de las tarifas de transmisión y distribución de electricidad y gas natural del 9%. No podemos predecir la evolución de la pandemia del COVID-19 en Argentina, ni tampoco las medidas adicionales que puede tomar el Gobierno Argentino.
Los impactos negativos del distanciamiento social preventivo y obligatorio sobre el sector financiero y la Argentina podrían seguir profundizándose y empeorar la situación, así como dificultar la recuperación. Sin perjuicio de que a la fecha de los últimos estados financieros publicados por la Emisora al 30 de septiembre de 2021, y con posterioridad a los mismos, la Emisora no se ha visto significativamente afectada por las consecuencias del impacto del Covid-19, la gravedad del brote del coronavirus y de sus variantes es incierta, y por lo tanto, no podemos predecir el impacto que puede tener en el mundo, la economía argentina, los mercados financieros, el sector financiero y, en consecuencia, en la Sociedad.
Asimismo, no puede asegurarse el efecto que puedan tener las medidas comentadas en la economía Argentina, como así tampoco si las mismas tendrán un efecto positivo respecto a prevenir el avance del virus a lo largo del territorio argentino, todo lo cual podría tener un efecto sustancial adverso en los negocios, en la situación financiera, y en la posibilidad de refinanciar los vencimientos de deuda de la Emisora, situación que podría mantenerse incluso en caso de que las medidas relacionadas a la pandemia se normalicen, en la medida que el deterioro generalizado de la economía puede tener sus secuelas al respecto.
Los acontecimientos políticos y las medidas políticas adoptadas en Argentina podrían afectar la economía del país y el sector energético en particular.
En adición a las medidas adoptadas para paliar los efectos de la pandemia provocada por el COVID- 19 indicadas en el apartado anterior, desde que entró en funciones, el nuevo gobierno presidido por Xxxxxxx Xxxxxxxxx anunció e implementó varias reformas económicas y políticas, incluyendo, sin limitación, las siguientes:
• Emergencia Ocupacional. A través del Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 34/2019, de fecha 13 de diciembre de 2019, el Gobierno de Xxxxxxx Xxxxxxxxx declaró la emergencia pública en materia ocupacional por el término de 180 días, posteriormente prorrogada por 180 días adicionales mediante Decreto 528/2020, posteriormente prorrogada por el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 961/2020 hasta el 25 de enero de 2021, posteriormente prorrogada por el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 39/2021 hasta el 31 de diciembre de 2021, y posteriormente prorrogada por el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 886/2021 hasta el 30 xx xxxxx de 2022.
• Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva. Con fecha 23 de diciembre de 2019 entró en vigencia la Ley Nro. 27.541 denominada de Solidaridad Social y Reactivación Productiva. Las principales modificaciones introducidas por dicha ley son, entre otras:
o Emergencia. Se declara la emergencia pública en materia económica, financiera, fiscal, administrativa, previsional, tarifaria, energética, sanitaria y social, y se delegan facultades del Congreso al Poder Ejecutivo para hacer cambios en todas esas áreas.
o Suspensión de Movilidad Jubilatoria. Se suspende por seis meses la Ley de Movilidad Jubilatoria Ley 26.417 sancionada en 2017 bajo la gestión de Xxxxxxxx Xxxxx, modificatoria de la Ley 24.241, que sujetaba los aumentos para jubilados, pensionados y beneficiarios de la Asignación Universal por Hijo a una fórmula compuesta por el índice de precios al consumidor (“IPC”) (inflación) y la remuneración imponible promedio de los trabajadores estables (RIPTE, variación salarial). Dicha medida fue prorrogada hasta el 31 de diciembre de 2020 mediante el Decreto Nro. 542/2020. Posteriormente, mediante la Ley 27.609 de fecha 4 de enero de 2021, se modificó la Ley del Sistema Integrado de Jubilaciones y Pensiones y se define una nueva fórmula para determinar el índice de movilidad de las siguientes prestaciones: (i) prestación básica universal; (ii) prestación compensatoria; (iii) retiro por invalidez; (iv) pensión por fallecimiento; (v) prestación adicional por permanencia; y (vi) prestación por edad avanzada. Asimismo, se establece que el responsable de elaborar, aprobar y posteriormente publicar, el índice trimestralmente será la ANSES. Además se indica que, en ningún caso la aplicación de dicho índice podrá producir la disminución del
haber que percibe el beneficiario. La primera actualización sobre la base de la movilidad se hizo efectiva a partir del 1° xx xxxxx de 2021.
o Tarifas de servicios públicos: Se congelan por 180 días los cuadros tarifarios de electricidad y gas natural “de jurisdicción nacional” y se autoriza la intervención de los entes reguladores de la electricidad y gas (ENRE y Enargas, respectivamente) por un año, y se retoma la competencia nacional sobre las distribuidoras Edenor y Edesur, que habían sido transferidas a la Ciudad y a la provincia de Buenos Aires. El congelamiento de tarifas de electricidad y gas natural fue posteriormente prorrogado por 180 días adicionales a través del Decreto 543/2020. Con fecha 17 de diciembre de 2020, el Poder Ejecutivo Nacional dictó el Decreto de Necesidad y Urgencia Nro. 1020/2020, en virtud del cual determinó el inicio de la renegociación de la revisión tarifaria integral vigente correspondiente a las prestadoras de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica y gas natural que se encontrasen bajo jurisdicción federal, en el marco de lo establecido en el artículo 5 de la Ley de Solidaridad y Reactivación Productiva, toda vez que el Gobierno Argentino considera excesivo los incrementos tarifarios aplicados desde 2017 al 2019.A través de las Resoluciones ENRE N° 106/2021 y 107/2021, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad definió un incremento para el año 2021 del 9% de la tarifa promedio de los usuarios de Edenor y Edesur. Actualmente, el congelamiento de tarifas de electricidad y gas natural fue prorrogado por medio de la Resolución 1029/2021 de la Secretaría de Energía hasta el 30 xx xxxxx de 2022.
o Retenciones: Se faculta al Poder Ejecutivo a aplicar derechos de exportación de hasta 33% para soja y derivados y del 15% para trigo y maíz. Los productos industriales y agroindustriales y los servicios tendrán un máximo del 5%. Respecto de los niveles vigentes al viernes 13 de diciembre, las retenciones a la soja pasarían de $14,77 a $19,74 por Dólar (+33,6%) y las xx xxxxx y maíz de $4 a $8,97 por Dólar (+124,25 %). En virtud de ello, el Decreto Nro. 230/2020, publicado en el Boletín Oficial el 5 xx xxxxx de 2020 y vigente desde la misma fecha, establece nuevos derechos de exportación y deja sin efecto los establecidos mediante los Decretos Nro. 1126/2017, 793/2018 y 31/2019. En este sentido, las retenciones a la soja (aceite, harina y granos) ascienden a un 33%, en el caso xxx xxxxx (granos) a un 12%, girasol (granos) a un 7%, y carne al 9%. Mediante los Decretos Nro. 789/2020 y 790/2020 se disminuyeron las alícuotas de las retenciones para los meses de octubre, noviembre y diciembre de 2020. Asimismo, mediante el Decreto Nro. 150/2021 se postergó hasta el 31 de diciembre de 2021 la disminución en las alícuotas de las retenciones para las exportaciones, medida que aún no ha sido prorrogada. El listado completo de las nuevas alícuotas de los derechos de exportación se encuentra en los Anexos de los Decretos Nro. 789/2020 y 790/2020.
o Impuesto PAIS (Para una Argentina Inclusiva y Solidaria): Se crea un impuesto, por el término de 5 períodos fiscales a partir de la entrada en vigencia de la ley, que se aplicará sobre:
(a) compra de billetes y divisas en moneda extranjera para atesoramiento o sin un destino específico efectuada por residentes en el país; (b) cambio de divisas efectuado por las entidades financieras por cuenta y orden del adquirente, locatario o prestatario destinadas al pago de la adquisición de bienes o prestaciones y locaciones de servicios efectuadas en el exterior que se cancelen mediante la utilización de tarjetas de crédito, de compra y débito, incluidas las relacionadas con las extracciones o adelantos en efectivo efectuadas en el exterior, así como las compras efectuadas a través xx xxxxxxxx o sitios virtuales; (c) cambio de divisas efectuado por las entidades financieras destinadas al pago por cuenta y orden del contratante residente en el país de servicios prestados por sujetos no residentes en el país que se cancelen mediante la utilización de tarjetas de crédito, de compra y débito; (d) adquisición de servicios en el exterior contratados a través de agencias de viajes y turismo del país; y (e) adquisición de servicios de transporte terrestre, aéreo y por vía acuática, de pasajeros con destino fuera del país, en la medida en que para la cancelación de la operación deba accederse al mercado de cambios al efecto de la adquisición de divisas. La alícuota se fija en el 30% sobre el importe total de la operación en el caso de los apartados a) a d), y sobre el precio neto de impuestos y tasas en el caso del apartado e). Son sujetos del impuesto los residentes en el país sean