memoria / información contable 2011

PORTADA GENERAL

3 SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

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PERFIL DE LA COMPAÑÍA

Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (Transener) es la empre- sa líder en el servicio público de transporte de energía eléctrica en extra alta tensión en la República Argentina.

Transener es la responsable de la operación y mantenimiento de 11.656 kilómetros de líneas de trans- misión en 500 kV y 220 kV, que representan el 95 % del la red nacional de energía eléctrica en extra alta tensión, a la que se le agregarán, partir del año 2012, 550 km de líneas en 500 kV pertenecientes a la Interconexión Santa Cruz Norte – Santa Cruz Sur – Esperanza (Provincia de Santa Cruz), actual- mente en construcción. Asimismo, opera y mantiene 40 estaciones transformadoras y diversos sistemas de comunicaciones y de control.

Adicionalmente, su controlada Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Transba S.A., opera y mantiene 6.110 kilómetros de líneas de trans- misión en alta tensión y 91 estaciones transformadoras.

Basándose en los principios que conforman su “Visión, Misión y Valores”, Transener continúa forta- leciendo su perfil de organización activa, con énfasis en la actualización tecnológica y profesional, en la capacidad operativa de sus Sedes Regionales, y en su actitud orientada hacia el cliente interno y externo. Ello se ve reflejado en la consistente mejora de sus índices de eficiencia y la consolidación de su prestigio asociado a la calidad de sus prestaciones.

Transener es una empresa con liderazgo nacional y ha adquirido el carácter de referente regional, como consecuencia de haber sostenido sus principios internacionales de calidad de servicio y haber respetado al máximo el medio ambiente y utilizado tecnología de última generación.

En el ámbito nacional, ello se ve fundamentado en la supervisión de las expansiones de líneas de 500 kV, y en la posterior operación y mantenimiento de las mismas en el marco de la normativa aplicable a las expansiones del Sistema de Transporte en 500 kV.

Adicionalmente, Transener Internacional Ltda. continúa desarrollando sus actividades en la ciudad de Brasilia, Brasil, habiendo operado y mantenido, hasta la fecha 4.800 kilómetros de líneas en 500 kV y brindando servicios adicionales a sus clientes como montaje, supervisión, ingeniería y otros. 5 Asimismo, Transener cuenta entre sus experiencias el haber realizado diferentes trabajos en Perú, Paraguay y Uruguay consolidando así su prestigio de alta calidad técnica y su carácter de referente en la región. NUESTROS VALORES

Visión Ser líderes en el transporte de energía eléctrica.

Misión Asegurar la prestación del servicio que nos hemos comprometido a brindar, con un nivel de calidad, eficacia y eficiencia que satisfaga las expectativas de los clientes, agentes del mercado eléctrico, accionistas, empleados y de la comunidad a la que servimos.

Valores Corporativos Privilegiamos una conducta ética que priorice el cumplimiento de la Misión con excelencia empre- saria, respetando las normas legales y el cuidado del medio ambiente.

La prevención de riesgos es una filosofía operativa que debe ser aplicada con la misma firmeza con la que buscamos la permanente disponibilidad de nuestros equipos.

La participación activa de nuestros empleados y el trabajo en equipo son valores diferenciales que están por encima de nuestros recursos económicos y tecnológicos.

Estamos decididos a mejorar cada día, con excelencia técnica, atendiendo a las expectativas de aquellos a quienes está destinado nuestro trabajo.

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Principales indicadores económicos y financieros consolidados (*)

2011 $ 2010 $

Ingresos por ventas netas 628,3 583,8 Ganancia operativa 14,4 96,6 Ganancia / (Pérdida) antes de impuestos (77,2) 76,3 Ganancia / (Pérdida) del ejercicio (68,3) 23,2 EBITDA Ajustado (1) 173,6 301,6 Ganancia / (Pérdida) neta por acción (0,15) 0,05 Total del Activo 1.959,6 1.966,8 Inversiones en bienes de uso 53,7 46,9 Patrimonio Neto 1.014,2 1.082,5 Deuda financiera a corto plazo 18,5 52,6 Deuda financiera a largo plazo 646,9 534,5 Cobertura de intereses 2,2x 4,1x Deuda financiera sobre capitalización total(2) 39,6% 35,2%

(1) EBITDA Ajustado: ganancia operativa más depreciación y amortización, más la porción de interés correspondiente al ajuste por el Indice de variación de costos (IVC). (2) Capitalización total incluye la deuda financiera más el patrimonio neto. 7 (*) En millones de pesos, excepto información por acción o donde se indique en forma expresa. DIRECTORIO DIRECCIONES

PRESIDENTE DIRECTOR GENERAL Ing. Osvaldo A. Acosta Ing. Carlos A. García Pereira

VICEPRESIDENTE SUBDIRECTOR GENERAL Lic. Marcos M. Mindlin Ing. Antonio Caro

DIRECTORES TITULARES DIRECTOR Lic. Gabriel Cohen DE RECURSOS HUMANOS Ing. Leopoldo Elíes Cont. José Luis Baliña Ing. Rubén E. Fernández Rienzi Ing. Brian R. Henderson director de Dr. Juan M. Madero administración y finanzas Ing. Santiago Pierro Cont. Marcelo Rodríguez Ponti Sr. Gonzalo Venancio director de DIRECTORES SUPLENTES ingeniería regulatoria Sr. Pablo A. Díaz Ing. Armando M. Lenguitti Ing. Gerardo L. Ferreyra Ing. Atilio A. Lassig director técnico Lic. Gustavo Mariani Ing. Pablo Tarca Lic. Damián M. Mindlin Ing. Jorge Neira Ing. Héctor H. Nordio Cont. Ricardo A. Torres Lic. Luis A. Vitullo

comisión FISCALIZADORA

síndicos titulares Cont. José D. Abelovich Dr. Rodolfo F. O’Reilly Dra. Norma V. Soutullo

síndicos SUPLENTES Dr. Javier C. Elgueta Cont. Marcelo H. Fuxman Dra. Celia Yannuzzi

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MEMORIA

PANORAMA GLOBAL DE LA SOCIEDAD 12 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD 14 ENTORNO ECONÓMICO ARGENTINO 16 EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) 24 TASA DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA 24 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 24 PRECIO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA Y FONDOS DEL MEM 28 EXPANSIÓN DEL SISTEMA 30 SITUACIÓN TARIFARIA 37 FINANCIAMIENTO CAMMESA - RESOLUCIÓN SE 146/2002 40

RESEÑA DE LAS OPERACIONES 41 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 41 Calidad de Servicio 41 Inversiones realizadas 43 Planificación y Operación de la Red 43 DESARROLLO DE NEGOCIOS 48

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS 52 FINANZAS 52 SERVICIOS INFORMÁTICOS 52 ADMINISTRACIÓN 54 SUMINISTROS Y ABASTECIMIENTO 54

RECURSOS HUMANOS 55 RELACIONES INDUSTRIALES 55 DESARROLLO DE RECURSOS HUMANOS Y SERVICIOS GENERALES 55 BENEFICIOS - COMUNICACIONES INSTITUCIONALES - DESARROLLO DE CARRERA 57 SALUD, SEGURIDAD EN EL TRABAJO Y MEDIO AMBIENTE (SSTMA) 57

SEGURIDAD PATRIMONIAL 59 GESTIÓN DE LA CALIDAD 60 MODALIDADES DE REMUNERACIÓN DEL DIRECTORIO Y PRINCIPALES EJECUTIVOS 65 POLÍTICA DE DIVIDENDOS 66 CONTROL INTERNO 66 RESULTADOS ECONÓMICO-FINANCIEROS 67 PERSPECTIVAS PARA EL FUTURO 71 PROPUESTA DEL DIRECTORIO 72 INFORME DE GOBIERNO SOCIETARIO 73 INFORMACIÓN CONTABLE CONSOLIDADA 86

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MEMORIA

A los señores Accionistas de Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A.:

De acuerdo con las disposiciones legales y estatutarias vigentes, sometemos a vuestra consideración los Estados Contables correspondientes al decimonoveno ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011.

11 PANORAMA GLOBAL DE LA SOCIEDAD

El ejercicio 2011 continuó mostrando en su evolución los signos de las demoras en la recomposición de la ecuación económica a mediano plazo en los Contratos de Concesión.

Cabe recordar que el 21 de Diciembre de 2010, tanto Transener como Transba firmaron sendos Acuerdos Instrumentales con la Secretaría de Energía de la Nación (en representación del Poder Concedente) y el Ente Nacional Regulador de la Electricidad en los que, entre otros puntos, se reconocen los montos adeudados por aplicación de la fórmula de Indice de Variación de Precios cuya aplicación fue establecida en los acuerdos firmados con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN). Estos reconocimientos, si bien no representan los costos reales de ambas compañías, mejora- ron la exposición de sus resultados y fueron, sin dudas, un paso adelante en la situación que arrastraba hasta el ejercicio 2009.

En ese sentido, dichos acuerdos, no solo contemplaron el reconocimiento parcial de las sumas debidas sino que establecieron los mecanismos para que CAMMESA ejecute con dichos fondos reconocidos, la cancelación de los financiamientos recibidos hasta el 31 de Diciembre de 2010 con más el mecanismo para financiar de la misma forma a las compañías durante el 2011.

Adicionalmente, se fijaron parámetros de inversión con fondos asociados, se ejecutaron los desistimientos de las acciones legales hincadas por esos conceptos por ambas compañías, se estableció un mecanismo de reconocimiento de índices por parte del ENRE durante 2011 y se acordó que el ENRE revise y ajuste, de corresponder, el canon del proyecto “Cuarta Línea”, tan pronto como le sea posible.

No obstante ello, durante el ejercicio 2011, y a pesar de haber cumplido con todos los compromisos asu- midos en el Acuerdo Instrumental, relacionados con los desistimientos de las acciones legales iniciadas oportunamente, el desarrollo del Plan de Inversiones comprometido para el año 2011 y el cumplimiento de los índices de calidad de servicio; a la fecha de la presentación de estos Estados Contables, Transener solo ha percibido el 21% de los montos allí previstos.

Asimismo, a lo largo del ejercicio 2011, el canon de la IV Línea no fue ajustado, por lo que contiene valores representativos a Julio 2010.

La falta de ingresos genuinos para poder cubrir los crecientes costos operativos y las inversiones compro- metidas tuvo como lógica consecuencia que la Compañía tuviese que recurrir a endeudamiento externo, aumentando así el nivel de deuda con terceros; a la vez que se vio obligada a afectar parcialmente los ingresos correspondientes al canon de la IV Línea. Transener continúa trabajando en la operación y man- tenimiento del sistema concesionado con niveles de calidad de servicio sobresalientes, consolidando la capacitación y especialización de su personal, manteniendo altos niveles de inversión con relación a los ingresos totales recibidos y manteniendo su compromiso con el medio ambiente, a través de la ratifica- ción de sus certificaciones de las normas ISO 9001 e ISO 14001.

En un año aún marcado por la falta de normalización regulatoria, la Compañía continuó con su política activa de gestión directa con las autoridades para lograr un Revisión Tarifaria Integral en los términos de la Ley Nº 24.065. Si bien no se estima que ello pueda iniciarse en el corto plazo, la Compañía aspira y hace sus mayores esfuerzos para lograr un acabado cumplimiento de los Acuerdos Instrumentales y mejorar así sus ingresos.

12 La Compañía espera que las pautas de financiamiento fijadas en los Acuerdos Instrumentales sean final- mente cumplidas, y se determine la actualización tarifaria a aplicar a partir del año 2012, dando así la posibilidad de mantener equilibrio financiero en las operaciones.

Aún dentro de este difícil contexto, se puede remarcar con optimismo que el Gobierno Nacional continuó con la implementación del Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica en 500 kV (Plan Federal). Así, se ha finalizado con los trabajos de las interconexiones entre el Noroeste Argentino (NOA) y el Noreste Argentino (NEA) (1.209 km.) y la Interconexión Comahue – Cuyo (705 km.) que Transener supervisó durante el año 2011 y se ha continuado con la construcción de la línea Santa Cruz Norte – Esperanza (de aproximadamente 550 km.) que Transener continuará supervisando durante todo el 2012. En el memoria / información contable 2011

marco de las obras correspondientes a la Resolución SE N° 1/2003, durante el año 2011, se habilitaron comercialmente las ampliaciones de las EETT Paso de la Patria, Resistencia y Henderson, y se realizaron las ampliaciones necesarias para la vinculación del Banco de Transformadores que Transener disponía en la ET Ezeiza en carácter de reserva, para posibilitar su rápida vinculación ante contingencias.

Para el año 2012 está previsto el inicio de la construcción de nuevos tramos del Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica. En el mismo sentido, la Secretaría de Energía de la Nación, en el marco de la Reso- lución SE N° 01/2003, continuará con el desarrollo del importante plan de obras con el objeto de dotar a las diferentes estaciones transformadoras del Sistema de Transporte de capacidad de transformación de reserva de rápida vinculación. En tal sentido, durante el año 2012 se continuará con la ejecución de las ampliaciones de las EETT Malvinas Argentinas, Olavarría y Planicie Banderita, y se espera iniciar la ejecu- ción de obras similares en otros nodos del Sistema que registran altos estados de carga.

La concreción del Plan Federal, y de otras obras de infraestructura eléctrica en el marco de la Resolución SE N° 1/2003, representan para el país un aporte importantísimo de obras de infraestructura eléctrica que permitirán mejorar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento desde el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Aún sin un cuadro tarifario conforme los principios de la Ley N° 24.065 y sin un marco regulatorio estable, la Compañía ha puesto todo su esfuerzo en mantener sus índices de eficiencia operativa. Además, en dicho contexto, en 2011 la Compañía reestructuró parcialmente su deuda financiera con vencimiento en 2016 llevando las mayores obligaciones de deuda para el año 2021. Asimismo, sus accionistas han mantenido su política prudente de no distribución de dividendos hasta obtener una ecuación económica razonable.

13 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD

Transener posee, opera y mantiene su Red conforme a su Contrato de Concesión, el cual le confiere el derecho exclusivo de prestar el servicio público de transporte de energía eléctrica en alta tensión (550 kV) dentro de su Red por un período de 95 años contados a partir del 17 de Julio de 1993 (fecha de transferencia de Transener). Por su parte, Transba posee y opera su Red conforme a su Contrato de Concesión, el cual le confiere el derecho exclusivo a prestar el servicio público de transporte de energía eléctrica en la Provincia de Buenos Aires (66kV a 220kV) por líneas de distribución troncal en toda su Red durante un período de 95 años contados a partir del 5 de Agosto de 1997 (fecha de transferencia de Transba).

Conforme a sus Contratos de Concesión, Transener y Transba reciben ingresos por la operación y mantenimiento de las Redes. Los ingresos que reciben son revisados por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) de conformidad con la Ley N ° 24.065 (La Ley de Energía Eléctrica) y los Contratos de Concesión (Tarifas) y están sujetos a deducciones por penalidades por la falta de dis- ponibilidad de equipos de la Red que se calculan de conformidad con una fórmula establecida en el mismo y en otras reglamentaciones aplicables.

Asimismo Transener recibe ingresos por la Cuarta Línea, que consisten en un honorario que se per- cibe en cuotas mensuales, iguales y consecutivas durante un plazo de 15 años contado a partir de Diciembre de 1999, en compensación por la construcción, operación y mantenimiento del Proyecto de la Cuarta Línea.

Además, Transener y Transba reciben otros ingresos provenientes de servicios prestados a terceros con activos no incluidos en las Redes. Estos ingresos se obtienen de la construcción e instalación de estructuras y equipo eléctrico, la operación y mantenimiento de las líneas fuera de la red, la supervi- sión de expansiones y de la operación y mantenimiento de líneas de transportistas independientes, entre otros.

Partes relacionadas Como parte del programa del Gobierno Nacional de privatizar las empresas estatales, el mismo constituyó Transener el 31 de Mayo de 1993 con el objeto de poseer y operar los activos de transpor- te que constituyen la Red de Transener. La privatización de Transener implicó la venta de su paquete mayoritario mediante un proceso de licitación pública requerido por la Ley de Energía Eléctrica. El 16 de Julio de 1993, el paquete mayoritario de Transener fue adjudicado a Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec SA (Citelec).

Citelec es el accionista controlante, con 52,652% del capital social en circulación de Transener, 51% corresponde a acciones tipo A y el resto a acciones tipo B (éstas últimas cotizan en la BCBA). El 47,348% restante del capital social se encuentra en oferta pública, encontrándose las acciones admitidas a cotización en la BCBA.

14 memoria / información contable 2011

A continuación se brinda una breve reseña de los actuales accionistas de Citelec y sus respectivas tenencias accionarias en dicha compañía:

• Transelec Argentina S.A., titular del 50% del capital social de Citelec, es una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de la República Argentina, cuya actividad principal con- siste en realizar inversiones y llevar a cabo actividades de administración de inversiones. Transelec Argentina S.A. es controlada por Pampa Energía S.A., una sociedad anónima argentina controlada directa e indirectamente, por diversas personas jurídicas pertenecientes al Grupo Dolphin S.A.,

• Grupo Eling S.A., titular del 25% del capital social de Citelec, es una sociedad inversora argentina,

• Energía Argentina S.A., titular del 25% del capital social de Citelec, es una sociedad anónima argentina controlada por el Estado Nacional a través del Ministerio de Planificación Federal, Inver- sión Pública y Servicios a tenor de la Ley N° 25.943.

El 30 de Julio de 1997, conforme a los términos de la licitación de Transba, la Provincia de Buenos Aires privatizó Transba, que fue constituida en Marzo de 1996 con el fin de poseer y operar los acti- vos de transporte que constituyen la Red de Transba, una de las seis redes de transporte regionales. Transener adquirió el 100% de las acciones de Transba y actualmente posee el 90% de sus acciones, puesto que el resto se transfirió a un plan de titularidad accionaria en beneficio de los empleados de Transba a cambio de un derecho a futuros dividendos de Transba sobre tales acciones igual al 10% del precio de compra total de Transba.

El 16 de Agosto de 2002, Transener constituyó Transener Internacional Ltda. con sede en la ciudad de Brasilia, República Federativa del Brasil, suscribiendo el 99% de sus acciones. La actividad principal de dicha sociedad es la prestación de servicios de transporte de energía eléctrica, servicios de ope- ración, mantenimiento, consultoría y otros relacionados con el transporte de energía eléctrica, tanto en la República Federativa del Brasil como en otros países.

El siguiente cuadro presenta la estructura organizativa de Transener y sus sociedades controladas:

TRANSENER S.A. 15

TRANSENER TRANSBA S.A. INTERNACIONAL Ltda. Argentina - 90% Brasil - 99%

Los saldos y operaciones con las sociedades controladas y otras partes relacionadas se encuentran expuestas en Nota 9 a los Estados Contables. ENTORNO ECONÓMICO ARGENTINO

La economía argentina a lo largo del 2011 ha mostrado elevadas tasas de crecimiento. Si bien las expectativas previas daban cuenta de una esperada desaceleración del nivel de actividad, esto re- cién se produjo en los últimos meses y no implicó una caída demasiado significativa del crecimiento con respecto al año anterior.

Generalmente, las elecciones son una particularidad que afecta el rendimiento económico de una economía. El hecho de que el 2011 haya sido un año electoral implicó necesariamente la presencia de mayores niveles de incertidumbre y la concentración de algunas medidas económicas de impacto social sobre los últimos dos meses del año.

El consumo tanto privado como público mantuvo su tendencia creciente llegando a niveles históri- camente altos. El consumo privado se vio incentivado por el mantenimiento del poder de compra de los hogares que se logró por los altos aumentos salariales acordados durante el primer trimestre del año. Por el lado del gasto público, se logró sostener el ritmo de crecimiento sin afectar en demasía la solvencia fiscal gracias a las transferencias de utilidades del Banco Central al fisco.

Por el lado de la producción, el rubro de la construcción mantuvo su protagonismo así como también el sector automotriz impulsó a la industria manufacturera, la cual tuvo un buen nivel de actividad.

El sector agropecuario, en cambio, se vio seriamente afectado por el contexto internacional y la baja de precios que afectó a las exportaciones durante los últimos meses del año. A su vez, las importaciones crecieron a una tasa mayor que la de las exportaciones, haciendo menor el excedente de la balanza comercial. Como resultado de este proceso de reducción del superávit comercial, el gobierno fue implementando diferentes medidas tendientes a regular el ingreso de importaciones, destacándose el caso de las “Licencias No Automáticas” sobre la importación de muchos bienes.

La paridad cambiaria se mantuvo muy estable a pesar de la incertidumbre que generaban las elec- ciones. El tipo de cambio fue la única herramienta utilizada para contener la inflación y por esto muchas medidas restrictivas se impusieron a la hora de comprar de divisas, buscando atenuar la fuerte demanda por atesoramiento de divisas que se observó sobre el final del año.

Por último, la política monetaria fue sumamente expansiva y el crédito presentó un dinamismo 16 importante, destacando el crédito a las empresas.

Recién sobre el último trimestre del año, y producto de la menor liquidez que se observó por efecto de la salida de capitales, comenzó el alza de las tasas interés de referencia (LEBACS) y se observó una desaceleración de la creación monetaria. La tasa de interés BADLAR Privada rondó en los últi- mos meses del año el 20%.

Actividad Económica Según estimaciones privadas, el PBI creció en el 2011 un 7,3%, resultado de una economía que está desacelerando su crecimiento. El nivel de crecimiento es aún alentador pero es inferior al del 2010. El sector agropecuario terminó el año 2011 con un saldo negativo para los precios de los productos memoria / información contable 2011

agrícolas. El crecimiento se vio fuertemente impulsado por la demanda interna, que se sostiene sobre la base del crecimiento del poder de compra de los hogares.

Por el lado de la demanda, el consumo privado mantuvo su dinámica positiva y su fuerte participa- ción como explicación del crecimiento, principalmente debido al crecimiento del poder de compra de los hogares, con un crecimiento de la masa salarial real del 6,7%. Por el lado del gasto público, dado que el 2011 se trató de un año electoral, continuó siendo muy importante y recién para los úl- timos meses del año se anunciaron medidas de ajuste que controlen el mismo. El crecimiento anual promedio del gasto público fue del 35%.

Paralelamente, las importaciones presentaron un incremento anual mucho mayor al del 2010, con una importante participación de la importación de Combustibles. El total de importaciones presentó un incremento anual del 34% y las importaciones de Combustibles del 112%.

Evolución esperada del nivel de actividad

2009 2010 2011

PIB -3,1% 8,5% 7,3% Arrastre 0,8% 1,0% 2,9% Neto -3,9% 7,5% 5,0% Importaciones -17,9% 16,8% 34,1%

Consumo -1,8% 9,0% 9,0% Inversión -13,7% 20,8% 16,4% Exportaciones 13,3% 0,7% 9,8%

Fuente: Estudio Alpha

Por el lado de la oferta, se observó en este año electoral, una evolución positiva en el nivel de acti- vidad de todos los sectores de la economía. El nivel de actividad industrial presentó un incremento anual del 6,5% y se vio impulsado por el sector automotriz, que presentó un incremento anual del 18%. A su vez, el bloque de Productos Minerales no Metálicos presentó un gran incremento anual, impulsado por el sector de la Construcción con una variación anual del 15%.

Por último, el sector agropecuario explicó 5,0 puntos porcentuales del aumento del PBI durante el 2011. Este sector sufrió una pérdida en términos de precios en los últimos meses del año, debido principalmente a la crisis internacional y a la revalorización del dólar que es la unidad de cuenta utilizada para definir el precio de estos productos. En el caso de la soja fue muy fuerte la caída sobre todo en los últimos meses del año. Sumado a esto, las condiciones climáticas del final del año no ayudaron y en conjunto, el nivel de actividad del sector agropecuario, sólo incrementó un 5%, dato bajo en comparación al incrementó que había presentado el año anterior (25% a/a).

17 Mercado Cambiario En contraste con la situación que se veía en el año 2010, el año 2011 se caracterizó por una fuerte salida de capitales por atesoramiento y un saldo comercial cada vez menor. La fuga de capitales llegó a ser de US$ 24.000 millones. Esta situación fue la que impulsó a que, en Noviembre 2011, se tomaran cuatro medidas que impactaron directamente sobre el mercado cambiario:

• La obligación de liquidar divisas para las empresas petroleras y de minería.

• La repatriación de fondos de compañías de seguros.

• La restricción de “Contado con liquidación”. Es decir, se limitó el origen de los fondos para la com- pra de dólares destinados a la adquisición de títulos públicos denominados en moneda extranjera.

• La restricción impositiva a la compra minorista de divisas. Se obligó a los compradores minoristas a solicitar autorización previa de la AFIP para realizar la compra de moneda extranjera.

El resultado de estas políticas es ambiguo, ya que provocó una fuerte caída en los depósitos en dó- lares que hizo que las reservas bajaran. Sin embargo, gracias a la imposición de estas restricciones, en los últimos dos meses del año la compra de divisas se redujo un 30%. Esto ayudó a evitar una de- valuación y evitar que la inflación continuara creciendo, ya que el tipo de cambio fue la herramienta utilizada para tratar de contener el aumento de precios.

El tipo de cambio real multilateral se encuentra aún en niveles aceptables, terminó el año un 76% por encima del valor que tenía en el mismo mes del 2001 (1,76). Sin embargo, el tipo de cambio bilateral con el dólar está apenas un 15% por arriba del nivel que tenía en Diciembre del 2001. Estos valores permiten confirmar que el nivel de tipo de cambio real se mantiene por arriba de un período de referencia que por consenso era considerado negativo y de baja competitividad. En el último año el deterioro del tipo de cambio real multilateral ha sido cercano al 10%. Los controles y la desaparición de expectativas de un ajuste del tipo de cambio calmaron en el mercado cambiario.

Oferta de dólares del sector privado

En millones de US$ 2009 2010 2011

Dólares Comerciales 16.283 17.927 15.692 Exportaciones 53.169 67.464 79.139 Importaciones 36.714 49.583 62.748 Saldo Servicios Reales -173 46 -698 Dólares Financieros -11.897 -6.811 -19.500 Dólares para Atesoramiento -14.131 -11.398 -24.000 Resto 2.234 4.587 4.500

OFERTA DE US$ Sector Privado 4.386 11.115 -3.808 18 Fuente: Estudio Alpha memoria / información contable 2011

Comercio Exterior El superávit comercial acumulado se redujo un 14% con respecto al 2010 gracias a la desaceleración del crecimiento de las exportaciones por la caída en el valor de la producción agropecuaria y por el mayor aumento de las importaciones que de las exportaciones.

El gobierno, buscando defender el superávit comercial y así evitar el faltante de divisas, sin usar la receta tradicional que sería suavizar el incremento de la demanda, aplicó en Marzo del 2011 las Licencias No Automáticas para la Importación de un gran número de Bienes.

Evolución del comercio exterior argentino (Acumulado 12 meses en millones de US$)

90.000 20.000

80.000 18.000

70.000 16.000 14.000 60.000 12.000 50.000 10.000 40.000 8.000 30.000 6.000

20.000 4.000

10.000 2.000 0 0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Ene-09 Sep-09 Sep-10 Ene-10 Ene-11 Sep-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Nov-09 Nov-10 Nov-11 May-09 May-10 May-11

Saldo Comercial Expo Impo Fuente: Estudio Alpha en base a datos de INDEC

Las cantidades totales exportadas crecieron en promedio 7% respecto de 2010, mientras que los precios registraron una variación promedio del 16%. Esto llevó a un incremento de las exportacio- nes del 23%.

El rubro que mayor desempeño registró fue el de Productos Primarios, que incrementó sus exporta- ciones en un 146%, explicado por un aumento de las cantidades promedio del 14% y un incremento del precio de las mismas del 27%. Le siguió las Manufacturas de Origen Agropecuario (24% a/a) y las Manufacturas de Origen Industrial (21% a/a). Por último, los Combustibles y Energía presentaron una caída del 0,2% a/a.

En cuanto a las importaciones, estas crecieron en promedio un 31% siendo las cantidades importa- das del sector Combustibles las que tuvieron un mayor aumento en volumen.

19 Mercado Laboral El empleo mostró una tasa de crecimiento relativamente baja en relación al 2010, siendo el crecimiento del 2,1% en el 2011, logrando por primera vez en muchos años sostener niveles de desocupación infe- riores al 8%. Los salarios nominales aumentaron a una tasa anual del 29%. En un contexto de fuerte incrementos de precios, esto llevó a un aumento de la masa salarial real del 7%.

A diferencia de lo que sucedió en el 2010, los altos aumentos de salarios pactados para el año 2011 hicieron que a pesar del ritmo acelerado de la suba de precios se lograra la recuperación del poder adquisitivo de los hogares.

En este contexto, tanto los salarios formales como los informales mantuvieron su ritmo de creci- miento. Los salarios del sector privado registrado se incrementaron en promedio un 31%, mientras que los salarios del sector privado no registrado crecieron un 28%1.

Poder de compra de los hogares

Var % a/a 2009 2010 2011

Empleo -0,6% 2,9% 2,1% Salario 15,0% 23,5% 29,0% Masa Nominal 14,3% 27,1% 31,7% Crédito / Masa Nominal 1,5% 5,1% 7,5% Masa + Crédito Hog 10,8% 31,6% 34,7% Inflación Provincias 14,8% 24,0% 23,5% Masa Real + Crédito Hog -3,5% 6,2% 9,1%

Masa Real (sin crédito) -0,4% 2,5% 6,7% Fuente: Estudio Alpha

20 Se registró a lo largo del año una caída del nivel de ganancias como porcentaje de las ventas con respecto a los máximos 2003-2005 aunque aún sigue estando en niveles históricos buenos. La ex- plicación de esta caída es el peso creciente del costo salarial en un marco de salarios en dólares casi 70% superiores a los de los años noventa.

Política Fiscal La necesidad de mejorar la caja fiscal ha hecho que el gobierno encare su acción hacia la reducción de los subsidios. Esta medida fue anunciada después de las elecciones y sólo será implementada a partir del año 2012. Sin embargo, muestra la necesidad de hacer un ajuste desde lo fiscal.

1Datos Provisorios. Incremento promedio hasta Noviembre 2011. memoria / información contable 2011

La recaudación tributaria creció a una tasa en torno al 31% a/a. La principal fuente de recursos fue el Impuesto al Valor Agregado, que aportó un 29% del total recaudado a lo largo del año, valor similar al del 2010. Paralelamente los impuestos relacionados con el comercio exterior aportaron un 13% del total, incrementándose un 21% anual.

Asimismo, el sector público tuvo un rol muy expansivo gracias a las transferencias de utilidades del Banco Central al fisco, siendo esto una política fiscal discutible, porque parte de esos resultados son un asiento contable que no tienen correlato en el mercado cambiario (efecto de la variación del tipo de cambio sobre las reservas). El gasto público continuó incrementándose a un ritmo acelerado, en línea con la tendencia reciente y creció a una tasa promedio anual del 36%. Los principales aumen- tos se dieron en Transferencias al Sector Privado (38%) e intereses en moneda local (79%). Por su parte, los Gastos de Capital presentaron un incremento promedio anual del 16%.

Gasto primario creciendo arriba del PIB nominal

40%

35%

30%

25%

20%

En Pts % 15%

10%

5%

0%

-5% Jul-05 Jul-07 Jul-04 Jul-06 Jul-08 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Oct-05 Oct-07 Oct-04 Oct-06 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Abr-04 Abr-05 Abr-06 Abr-07 Abr-08 Abr-09 Abr-10 Oct-11 Abr-11 Ene-04 Ene-06 Ene-08 Ene-05 Ene-07 Ene-09 Ene-10 Ene-11

Promedio 2004-2008 Var % Gasto Primario - Var % PIB Nominal Fuente: Estudio Alpha

Los Ingresos Corrientes, por su parte, crecieron a una tasa promedio anual menor que los gastos (25%) deteriorando profundamente el Superávit Primario. Este crecimiento fue liderado por los In- gresos No Tributarios, con un crecimiento promedio anual del 42% y por las Contribuciones a la Seguridad Social (32%). Con lo cual, el Superávit Primario alcanzó los $ 4.920 millones, un 80% por debajo del valor registrado en 2010.

21 Sector Monetario La incertidumbre causada por las elecciones presidenciales incrementó el ritmo de salida de capi- tales. Este fue uno de los problemas más preocupantes en el mercado cambiario ya que acentuó el faltante de capitales. El elevado nivel de atesoramiento promovió que el Banco Central subiera las tasas de interés.

Evolución de la base monetaria Promedio por mes

I-11 II-11 III-11 IV-11

Var BASE MONETARIA 2.807 4.215 4.563 6.727 Compra de Divisas 4.247 3.944 -2.600 -2.286 Sector Público 2.443 614 3.552 3.756 Esterilización BCRA -3.753 -406 3.568 5.064 Pases y Redescuentos -1.294 947 -41 -484 Títulos del BCRA -2.458 -1.353 3.610 5.547 Otros -130 63 43 193

Crecimiento Base (% Anualiz.) 23,8% 35,5% 35,7% 54,7% Fuente: Estudio Alpha

Los depósitos totales crecieron un 22% a/a, 10 puntos porcentuales menos de lo que habían crecido en el 2010. Los depósitos privados lo hicieron a una tasa interanual de 26%. Las tasas reales siguie- ron siendo negativas en el 2011 a pesar de la suba de tasas a fines de año. Los depósitos a plazo fijo tuvieron una reacción positiva frente al aumento de tasas cercanas al valor de 20% anual. Estos depósitos presentaron un crecimiento del 34% a/a.

Sólo en el último bimestre del año se observó una desaceleración tanto del crédito como de los depósitos. La creación monetaria se desaceleró a un ritmo de 0,4% mensual en los últimos dos meses del año, los depósitos privados dejaron de crecer y el crédito a empresas cayó notoriamente.

Porcentaje del crédito canalizado hacia empresas (Adelantos + Descuentos)

Tasa % 60 Anual

50

40

30 22

20

10

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Oct-09 Oct-10 Abr-09 Abr-10 Oct-11 Abr-11 Ene-09 Ene-10 Ene-11 memoria / información contable 2011

Disminución de la tasa activa a empresas (Descuento de Documentos) Tasa % 25 Anual

20

15

10

5

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Dic-09 Dic-10 Dic-11 Jun-09 Jun-10 Jun-11 Oct-09 Oct-10 Oct-11 Abr-09 Abr-10 Abr-11 Feb-09 Feb-10 Feb-11 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Ago-09 Ago-10 Ago-11 Nov-09 Nov-10 Nov-11 Sept-09 Sept-10 Sept-11 May-09 May-10 May-11

Tasa Activa (Desc Documentos)

En cuanto a la demanda de crédito, ésta se reactivó en línea con la gradual mejoría en las perspec- tivas de ventas y gracias a que los individuos experimentaron una mayor estabilidad en el empleo. Durante los tres primeros trimestres del año la mejora en las condiciones de liquidez llevaron a una reducción en las tasas de interés. La tasa BADLAR alcanzó niveles promedio del 11,3%, llegando a valores del 15% al finalizar el año. Esta situación se revirtió sobre el cierre del año por el ajuste que se produjo en la liquidez general de la plaza.

Tasas de interés activas y pasivas

35

30

25

20 % 15

10

5

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Dic-09 Dic-10 Dic-11 Jun-09 Jun-10 Abr-09 Feb-09 Oct-09 Oct-10 Abr-10 Abr-11 Feb-10 Feb-11 Jun-11 Oct-11 Ene-09 Sep-09 Sep-10 Ene-10 Ene-11 Sep-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Nov-09 Nov-10 Ago-09 Ago-10 Nov-11 Ago-11 May-09 May-10 May-11 23 Badlar PF Minorista en Bco Priv Descuento de Documentos Fuente: Estudio Alpha en base a BCRA EVOLUCIÓN DEL MERCADO Eléctrico MAYORISTA (MEM)

Tasa de Crecimiento de la Demanda Durante el año 2011 la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica aumentó 5,1%, en comparación a la del año 2010. La evolución de dicha tasa en el período 1992-2011 puede apreciar- se en el siguiente gráfico.

Evolución de la Tasa de Crecimiento de la Demanda

9,0%

8,0% 7,4% 7,5% 7,0% 7,0% 6,1% 5,9% 6,0% 6,0% 5,9% 5,9% 6,0% 5,6% 5,5% 5,2% 5,1% 5,0% 4,7%

4,0% 3,7% 3,7% 3,6% 2,9% 3,0% 2,0% 1,0% 0,0% -1,0% -2,0% -3,0% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: Cammesa

Generación de Energía Eléctrica La evolución de la potencia instalada y el crecimiento acumulado de la demanda máxima, desde el año 2001, se muestra en el siguiente gráfico.

Crecimiento Generación vs Crecimiento Demanda

35.000 60%

29.442 30.000 28.144 50% 26.227 27.044 24.079 24.033 24.406 25.000 23.190 23.617 23.280 23.810 48% 40% 35% 43% 32% 20.000 30% 26%

15.000 20% 20% 15% Crecimiento Demanda

Potencia Instalada [MW] Potencia 10.000 7% 10% 3% 0% 5.000 -4% 0%

24 0 -10% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Potencia Instalada Crecimiento Demanda Fuente: CAMMESA Acumulado desde 2001 memoria / información contable 2011

En el año 2011 se incrementó un 4,6% (1.298 MW) la potencia de generación instalada, respecto del año 2010, representada principalmente por las siguientes instalaciones de generación:

• C.H. Yacyretá (Elevación de cota): 450 MW.

• C.T. Loma de la Lata (Cierre del Ciclo Combinado): 165 MW.

• Generación Distribuida ENARSA: 186 MW (en 11 localidades).

La participación porcentual de la oferta de generación de energía eléctrica instalada en el SADI según su origen (hidráulica, térmica y nuclear) se puede apreciar en el siguiente gráfico:

Tipo de Generación Instalada a Diciembre 2011 (Capacidad Total: 29,44 GW)

HIDRÁULICA Turbo Vapor 37% 26% Diésel 5%

TÉRMICA Ciclo Combinado 60% 49%

Turbo Gas 20% NUCLEAR 25 3% Fuente: CAMMESA

La generación térmica fue la principal fuente de abastecimiento de la energía generada con el 61,9%, seguida de la generación hidráulica con el 33,1% y la nuclear con el 5,0% restante, tal como se muestra en el siguiente gráfico. Generación Bruta Nacional 2011 (121.020 GWh)

NUCLEAR 5,0%

HIDRÁULICA 33,1% TÉRMICA 61,9%

Fuente: CAMMESA

Dicha proporción de utilización de recursos energéticos se ha mantenido a lo largo del año 2011, tal como se ilustra en el siguiente gráfico.

Generación según Tipo Año 2011

Energía 12.000 [GWh]

10.000

8.000

62,3% 65,9% 6.000

4.000 26 2.000 33,9% 29,5%

0 Jul-11 Dic-11 Jun-11 Abr-11 Feb-11 Oct-11 Ene-11 Sep-11 Mar-11 Ago-11 Nov-11 May-11

Térmica Hidráulica Nuclear Fuente: CAMMESA memoria / información contable 2011

Adicionalmente, a través de los convenios de integración energética del MERCOSUR, el intercambio con Brasil, Paraguay y Uruguay implicó 2.412 GWh de importación (principalmente en época inver- nal) y 275,3 GWh de exportación. La evolución de la importación y exportación de energía a lo largo del año puede observarse en el siguiente gráfico.

Evolución Importación-Exportación 2011

800

700

600

500

400 GWh 300

200

100

0

-100

-200 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic

Exportación Importación Fuente: CAMMESA

Durante el año 2011 se registraron sucesivos picos de potencia que superaron el máximo valor del año 2010, teniéndose en el mes de Agosto de 2011 el valor de 21.564 MW, lo cual representó un incremento de 3,5% respecto del pico máximo registrado durante el año 2010.

Se adjunta a continuación un gráfico indicando los valores de potencias máximas registradas desde el año 2001:

Evolución de la Potencia Máxima Generada

Potencia 25.000 3,5% demandada 21.564 [MW] 20.843 19.126 19.566 20.000 18.345 17.395 16.143 15.032 14.061 14.359 15.000 13.481

10.000 27 5.000

0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Sólo MEM MEM+MEMSP

Fuente: CAMMESA Precio de la Energía Eléctrica y Fondos del MEM Durante el período Enero - Mayo 2011, la Secretaría de Energía (SE) mantuvo los precios estacio- nales, los cuales deben abonar los clientes de las Distribuidoras, fijados por Res. Nº 1.169/08, por la que estableció nuevos precios a partir del 1º de Noviembre de 2008 según el tipo y nivel de consumo. Dicha resolución definió aumentos para los usuarios con consumos superiores a los 1.000 kWh bimestrales, mientras que para los usuarios residenciales con consumos menores a 1.000 kWh/ bimestre se mantuvieron los precios vigentes desde el año 2001.

Por Res. Nº 202/11 la SE dispuso la aplicación de precios diferenciales para los períodos Junio - Julio 2011 y Agosto - Septiembre 2011, conforme se verifica en el siguiente gráfico.

Comparación Precios Medios Monómicos Reales vs. Sancionados

$/MWh 450 416,8 420,3 400 348,9 361,3 350

300

250 232,1 211,5 219,5 200 185,6 181,5 179,3

150

100

50

0 Jul-11 Jun-11 Abr-11 Feb-11 Oct-11 Ene-11 Sep-11 Mar-11 Ago-11 May-11

Monómico Spot Real de la Energía Grandes Usuarios [>300kW] Consumos Medianos [10kW2800 kWh/bim] Usuarios Comerciales [Consumo<4000 kWh/bim] Usuarios Comerciales [Consumo>4000 kWh/bim]

28 memoria / información contable 2011

En dicho gráfico se muestra la evolución real que tuvo el precio estacional sancionado por la SE y el precio spot horario medio monómico mensual del mercado durante el período Enero - Octubre 2011.

Por otra parte, con el objetivo de aplicar de forma eficiente los fondos que el Estado Nacional destina a subsidiar el sector eléctrico, mediante Res. Nº 1.301/11 la SE estableció los Precios de Referencia Estacionales de la Energía No Subsidiados para el período Noviembre 2011 - Abril 2012.

Asimismo, la Res. N° 1.301/11 aprueba el listado de Actividades y Sujetos que deberán afrontar precios no subsidiados para el servicio de Energía Eléctrica, Gas Natural y Agua Potable.

En el siguiente gráfico se observa la evolución del Precio Estacional No Subsidiado de la Energía sancionado por la SE.

Precio Estacional 350 320 No Subsidiado de la Energía 300 [$/MWh]

250 237

200 177 150 150

100

50

0 Res. SE 652/09 Res. SE 666/09 Res. SE 202/11 Res. SE 1301/11 29

Por último, cabe destacar que durante el 2011, se mantuvieron vigentes las Res. SE N° 240/03 y SE N° 406/03 por medio de las cuales se regula el precio mayorista que se les reconoce a los generado- res de energía eléctrica y se establecen prioridades de pago a los acreedores del MEM (generadores, transportistas, etc.). Al respecto, la aplicación de la mencionada Res. Nº 406/03 implicó que durante el año 2011 los transportistas perciban el 100% de sus acreencias mensuales. Expansión del Sistema

Evolución del Sistema de Transporte en Alta Tensión El gráfico siguiente muestra la evolución del crecimiento acumulado de la capacidad de transforma- ción y cantidad de kilómetros de línea del Sistema de Transporte en Alta Tensión para los años 1996, 2000, 2005, 2008, 2009, 2010 y 2011, respecto del año 1992.

Plan Federal 100% 91% 87% 90%

80% 75% 70% 67% 70% 64% 60% 62% 60%

50%

40% 34% 34% 34%

30% 25%

20% 15% 16%

10% 0% 0% 1992 1996 2000 2005 2008 2009 2010 2011

Evolución acumulada de la Capacidad de Transformación Evolución acumulada de los km de línea

Tal como puede apreciarse en el gráfico anterior, el sistema de transporte en alta tensión ha experi- mentado un notable crecimiento a partir del año 2005, debido fundamentalmente a la ejecución del Plan Federal de Transporte en 500 kV.

30 Plan Federal de Transporte en 500 kV La ejecución de dicho Plan Federal ha permitido conferirle al SADI una mayor estabilidad, mejorando las condiciones de abastecimiento de la creciente demanda.

Durante el año 2011, se ha incorporado gran cantidad de equipamiento al sistema de transporte. El detalle de los mismos es el siguiente:

Interconexión NEA – NOA

• En Julio de 2011 se energizaron los tramos Cobos – San Juancito y Chaco – Resistencia, y las nue- vas EETT San Juancito y Chaco. memoria / información contable 2011

• En Agosto de 2011 se energizaron los tramos Cobos – Monte Quemado y Monte Quemado – Chaco, y la nueva ET Monte Quemado.

De esta forma, se ha vinculado el noreste y el noroeste argentino mediante 755 km de línea de 500 kV y 750 MVA de capacidad de transformación.

Interconexión Comahue – Cuyo

• En Mayo de 2011 se energizó el tramo Gran Mendoza – Río Diamante y la nueva ET Río Diamante.

• En Septiembre de 2011 se energizó el tramo Agua del Cajón – Río Diamante.

Con esta obra, se ha vinculado el área del Comahue con el área de Cuyo mediante 707 km de línea de 500 kV y 300 MVA de capacidad de transformación.

La concreción de estas obras han posibilitado que el sistema de transporte pase de radial a mallado, confiriéndole una mayor confiabilidad ante la salida de servicio de líneas de transporte.

Asimismo, en Noviembre 2011 se energizó la ET Atucha II, seccionando la LEAT 500 kV Ramallo – Gral. Rodríguez, lo que posibilitará la interconexión de la nueva Central Nuclear Atucha II al sistema de interconexión, una vez que la misma esté en servicio.

Obras de Resolución SE N° 1/2003

Transformadores de Reserva En el marco del plan de obras impulsado por la Res. SE N° 1/2003, se dispuso la instalación de trans- formadores de reserva con equipamiento de rápida vinculación en puntos estratégicos de la red.

Al cierre del ejercicio se ha finalizado con las obras en las siguientes estaciones transformadoras:

ET Resistencia Comprende las obras civiles e instalaciones complementarias para conectar un transformador de 500/132 kV – 300 MVA en carácter de reserva. El monto del contrato asciendió a $ 5,0 millones.

La obra fue puesta en servicio el 9 de Diciembre de 2011.

ET Paso de la Patria Comprende las obras civiles e instalaciones complementarias para vincular un transformador 500/132 kV – 300 MVA en carácter de reserva, utilizando los campos de 500 kV y 132 kV existentes en la ET. El monto del contrato de obra civil y montaje ascendió a $ 7,0 millones.

La obra fue puesta en servicio el 13 de Noviembre de 2011.

Ampliación ET Henderson Se ha finalizado con la instalación de un nuevo transformador de 300 MVA en la ET Henderson, reemplazando al transformador T2HE de 200 MVA, el cual quedará en carácter de reserva.

Las obras consistieron en la adquisición e instalación de un transformador de 500/138/13,8kV – 300 31 MVA, con su equipamiento de acometida en 500kV y campo de salida en 132kV, incluyendo la repo- tenciación de la acometida en 132kV a la ET de Transba.

El monto del contrato fue de $ 6,0 millones, más US$ 4,0 millones.

La obra fue puesta en servicio el 23 de Diciembre de 2011. DAG integral Norte (DIN) El sistema DAG DIN consiste en un automatismo de desconexión de generación y tratamiento de eventos para el sistema de transmisión NEA-NOA, vinculado a la Interconexión en 500 kV NEA- NOA. La instalación de este sistema se ejecutó en dos secciones, DAG NOA y DAG NEA, las cuales se renovaron y ampliaron con la incorporación de nuevos PLC en estaciones transformadoras y generadores, adaptándose en un todo para su integración (Cierre de anillo NEA-NOA).

Este sistema posee un sistema de comunicaciones asociado, cuya infraestructura fue constituida por los nuevos sistemas incorporados en la Interconexión NEA-NOA.

Los Transportistas Independientes INTESAR y LINSA, responsables de la construcción de la obra, contrataron a Transener para realizar las tareas de ingeniería, montaje, pruebas y puesta en servicio del sistema DAG DIN.

La puesta en servicio de la obra se concretó en etapas, de acuerdo al avance de la ejecución de la Interconexión NEA – NOA, quedando en servicio en forma completa el 4 de Octubre de 2011.

Interconexión CALINGASTA – RODEO / IGLESIA La Interconexión comprende la construcción de una LEAT de 500kV, con una longitud aproximada de 96 km, entre las estaciones Rodeo/Iglesia y Calingasta ubicadas en los departamentos de Iglesia y Calingasta respectivamente, ambos en la Provincia de San Juan.

La ejecución de la obra fue adjudicada por el Comité de Ejecución a la empresa ECLESUR S.A. por un monto de $ 227,5 millones.

En una primera instancia, la obra operará en 132 kV, hasta tanto se cierre la interconexión entre la futura ET 500 kV San Juan y la futura ET Rodeo.

Transener efectúa el mantenimiento de dicha interconexión en la primera etapa y luego, al ser operada en 500 kV, será integrada a la red concesionada a Transener.

A continuación se muestran las incorporaciones de equipamiento de transformación y líneas de transporte más destacadas desde el año 1999 y la previsión de ingreso de equipamiento para los años 2012 a 2014.

32 memoria / información contable 2011

• IV Línea Comahue - Bs. As. 1999 • Agua del Cajón - Chocón Oeste (+ 1.344 km) 2006 • Interconexión Choele Choel - Pto. Madryn (+ 354 km)

• Interconexión Mendoza - San Juan 2007 (+ 177 km) • Tercer Tramo Yacyretá 2008 • Interconexión Pto. Madryn - Pico Truncado • Línea Río Coronda • Interconexión Recreo - La Rioja 2009 (+ 1.508 km) (+ 150 km) 2010 • Interconexión NEA - NOA Etapa I (+ 446 km) • Interconexión NEA - NOA Cierre 2011 • Interconexión Comahue - Cuyo (+ 1.462 km) 2012 • Interconexión Pico Truncado - Río Turbio - Río Gallegos (+ 559 km) • Interconexión Rosario Oeste - Río Coronda • Interconexión Rincón Sta. María - Resistencia 2014 • Línea ET Lavalle - ET Sgo. Del Estero (+ 414 km)

• ET Rosario Oeste 1999 (+ 300 MVA)

2000 • ET Recreo (+ 150 MVA) • ET Salto Grande • ET Ramallo 2001 • ET Luján • ET Macachín (+ 600 MVA) 2005 • ET Henderson (+ 100 MVA) • ET Puerto Madryn • ET Campana 2006 • ET Recreo • ET Santo Tomé (+ 900 MVA) 2007 • ET Rosario Oeste • ET Almafuerte • ET Santa Cruz Norte (+ 900 MVA) • ET San Isidro 2008 • ET Mercedes (+ 750 MVA) • ET La Rioja Sur 2009 • ET Ramallo • ET Cobos (+ 600 MVA) 2010 • ET Gran Formosa (+ 750 MVA) • ET Chaco • ET monte Quemado 33 2011 • ET San Juancito • ET Río Diamante • ET Arroyo Cabral • ET Río Santa Cruz (+ 1.050 MVA) • ET Henderson • ET Esperanza 2012 (+ 1.050 MVA) • ET Cortaderal 2013 • ET Malvinas Argentinas • ET Río Coronda • ET Ramallo (+ 450 MVA) • ET 25 de Mayo • ET Santiago del 2014 • ET Paraná Estero (+ 1.800 MVA) Perspectivas de Ampliaciones de la Red de Transporte

1. Obras Plan Federal de Transporte

Entre los años 2012 y 2014, se prevé la incorporación adicional de 973 km de línea de 500 kV y de 3.300 MVA de transformación, siendo lo proyectos más relevantes los siguientes:

Interconexión Pico Truncado – Río Turbio – Río Gallegos

• Construcción de las LEATs 500kV Santa Cruz Norte – Río Santa Cruz (392 km), Río Santa Cruz – Es- peranza (167 km). Dos nuevas EETT: ET Río Santa Cruz 500/132/13,2 kV (150 MVA) y ET Esperanza 500/220/13,2 kV (300 MVA) y 220/132/13,2kV (100 MVA). • Costo estimado de la obra: $ 2.418 millones. • Fecha de habilitación comercial prevista: Septiembre 2012. • Estado: En construcción.

Interconexión Rosario Oeste – Río Coronda

• Construcción de la LEAT 500kV Rosario Oeste – Río Coronda (67 km). • Costo estimado de la obra: $ 326,9 millones. • Fecha de habilitación comercial prevista: Enero 2014. • Estado: En tramitación.

Interconexión Rincón Santa María – Resistencia

• Construcción de la LEAT 500kV Rincón Santa María – Resistencia (270 km). • Costo estimado de la obra: $ 964,1 millones. • Fecha de habilitación comercial prevista: Octubre 2014. • Estado: En tramitación. 34 2. Obras Resolución SE N° 1/2003 y 821/2006

ET 25 de Mayo

• Seccionamiento de la LEAT Henderson – Ezeiza 2. • Instalación de un transformador 500/132 kV – 300 MVA. • Ampliación sistema 132 kV Transba. • Costo estimado de la obra: $ 198 millones. • Principal beneficiario: EDEN. • Estado: En licitación. memoria / información contable 2011

ET Henderson

• Instalación de un transformador 500/132 kV – 300 MVA. • Costo estimado de la obra: $ 34 millones. • Principal beneficiario: EDEN. • Estado: En ejecución.

ET Alicurá

• Ampliación de la bahía GIS 500 kV. • Ampliación de la playa 132 kV. • Equipamiento de conexión del transformador T9AL 500/132 kV – 150 MVA. • Costo estimado de la obra: $ 32 millones. • Estado: En licitación.

ET Malvinas

• Provisión de un transformador de reserva 500/132 kV – 300 MVA para la ET Malvinas Argentinas, y Obras civiles y equipamiento de conexionado rápido. • Costo estimado de la obra: US$ 5,9 millones. • Estado: En Ejecución.

ET Olavarría

• Obras civiles y equipamiento de conexionado rápido para un transformador de reserva 500/132 kV – 300 MVA. • Costo estimado de la obra: US$ 3,15 millones. • Estado: En ejecución.

3. Otras obras en ejecución

Existen otras obras de gran importancia que se encuentran actualmente en ejecución.

ET Arroyo Cabral

• Seccionamiento LEAT Almafuerte – Rosario Oeste • Instalación de un transformador 500/132 kV de 300 MVA. • Costo estimado de la obra: $ 150 millones. • Principal beneficiario: EPEC.

35 4. Otras obras a ser ejecutadas por agentes del MEM y que se encuentran en trámite ➢ ET Río Coronda 132 kV

• Instalación de un transformador 500/132 kV – 300 MVA. • Construcción de una playa de 132 kV con cinco salidas de línea y obras complementarias. • Costo estimado de la obra: $ 120 millones. • Principal beneficiario: EPESF.

ET Paraná

• Seccionamiento LEAT Santo Tomé – Salto Grande. • Instalación de dos transformadores 500/132 kV de 300 MVA. • Costo estimado de la obra: $ 174 millones. • Principal beneficiario: ENERSA y EPESF

ET Malvinas – Tercer transformador

• Instalación del tercer transformador 500/132 kV – 300 MVA. • Costo estimado de la obra: $ 68 millones. • Principales beneficiarios: EPEC. ➢ ET El Cortaderal

• Construcción de una nueva ET 500/132 kV El Cortaderal que seccionará la LEAT Río Diamante – Agua del Cajón de la Interconexión Comahue-Cuyo. • Instalación de una banco de transformadores monofásicos 500/132/33 kV 3 x (50/50/16,66) MVA con fase de reserva. • Costo estimado de la obra: $ 130 millones. • Principal beneficiario: Potasio Río Colorado.

ET La Deseada

• Nueva ET 500 kV La Deseada, que se vinculara a la ET Santa Cruz Norte mediante una línea de 500 kV de 15 km de longitud. • Costo estimado de la obra: $ 46 millones. • Principal beneficiario: GUASCOR.

ET Gastre

• Nueva ET 500/132 kV Gastre con dos transformadores de 800 MVA. • 320 km de línea en 500 kV desde la ET Piedra del Águila a la nueva ET Gastre. • Costo estimado de la obra: $ 560 millones. • Principal beneficiario: GEASSA.

36 memoria / información contable 2011

Situación Tarifaria La Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario (Ley N° 25.561), a la vez que estable- ció los precios y tarifas de los contratos de servicios públicos en pesos a la relación de cambio un peso ($ 1) igual un dólar estadounidense (US$ 1), impuso sobre las empresas que brindan servicios públicos, tales como Transener y su controlada Transba, la obligación de renegociar los contratos existentes con el Gobierno Nacional mientras se continúa con la prestación del servicio. Esta situación afectó signifi- cativamente la situación económica y financiera de la Sociedad y su controlada Transba.

En Mayo de 2005 Transener y Transba firmaron las Actas Acuerdo con la Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos (UNIREN) que contienen los términos y condiciones de la adecuación de los Contratos de Concesión, las cuales fueron ratificadas por los Decretos del Poder Ejecutivo Nacional (PEN) N° 1.462/05 y 1.460/05 del día 28 de Noviembre de 2005, respectivamente.

En función de las pautas establecidas en las mencionadas Actas Acuerdo, estaba previsto i) llevar a cabo una Revisión Tarifaria Integral (RTI) ante el ENRE y determinar un nuevo régimen tarifario para Transener y Transba, los cuales deberían haber entrado en vigencia en los meses de Febrero de 2006 y Mayo de 2006, respectivamente; y ii) el reconocimiento de los mayores costos operativos que ocurran hasta la entrada en vigencia del régimen tarifario que resulte de la mencionada RTI.

Desde el año 2006 Transener ha solicitado al ENRE la necesidad de regularizar el cumplimiento de los compromisos establecidos en el Acta Acuerdo, manifestando el incumplimiento por parte de dicho organismo de los compromisos establecidos en la misma, la grave situación planteada con motivos de dichos incumplimientos, y su disponibilidad a continuar el proceso de RTI en la medida que se continúe con la vigencia de los restantes compromisos asumidos por las Partes y se resuelva el nuevo régimen resultante del proceso de RTI. Por su parte, Transba presentó en el ENRE requeri- mientos similares a los de Transener, adaptados -en cuanto a los plazos e inversiones a ejecutar- a lo previsto en su Acta Acuerdo.

Por su parte, mediante Res. SE N° 869/08 y 870/08 del 30 de Julio de 2008, la SE extendió el período de transición contractual de Transener y Transba, respectivamente, hasta la efectiva entrada en vigencia del cuadro tarifario resultante de la RTI, fijando asimismo dicha fecha para el mes de Febrero de 2009.

En ese sentido, Transener y Transba presentaron en sendas oportunidades sus pretensiones tarifarias en virtud de lo establecido en las respectivas Actas Acuerdo y en el artículo 45 y concordantes de la Ley Nº 24.065, a los efectos de su tratamiento, desarrollo de Audiencia Pública y definición del nuevo cuadro tarifario.

A pesar de ello, al 31 de Diciembre de 2011, el ENRE no ha convocado aún a Audiencia Pública y no le dio tratamiento correspondiente a los requerimientos tarifarios solicitados por Transener y Transba en el marco de la RTI.

Por otra parte, y con motivo del incremento de costos laborales y operativos que se vienen registran- do desde el año 2004 a la fecha, Transener y Transba continuaron acreditando trimestralmente las variaciones de costos que efectivamente fueron ocurriendo, con la presentación ante el ENRE de los respectivos reclamos para que, conforme las cláusulas establecidas a tales efectos en el Acta Acuerdo, proceda a readecuar la remuneración regulada de las Sociedades.

Así, y sin perjuicio de un ajuste parcial a cuenta del resultado de la RTI dispuesto a partir del 1° de julio de 2008 mediante las Resoluciones ENRE N° 327/08 y 328/08, tanto Transener como Transba requirie- 37 ron sin éxito al ENRE que proceda a dictar los actos administrativos destinados al reconocimiento en la tarifa de los incrementos de costos ocurridos luego de la firma del Acta Acuerdo, lo que motivó el inicio de reclamos en instancias judiciales.

Cabe destacar que la UNIREN ha manifestado por nota que el mecanismo de monitoreo de costos y ré- gimen de calidad de servicio fue previsto hasta la entrada en vigencia de las RTI de Transener y Transba, respectivamente, y que el atraso en la definición de dicho proceso no es imputable a las Concesionarias y no podría derivar ello en un perjuicio para sus derechos. Finalmente, el 21 de Diciembre de 2010 se firmó con la SE y el ENRE un Acuerdo Instrumental al Acta Acuerdo UNIREN (el Acuerdo Instrumental), estableciendo:

i) el reconocimiento de un crédito a Transener y Transba por las variaciones de costos obtenidas en el período Junio 2005 – Noviembre 2010, calculado a través del índice de variación de costos del Acta Acuerdo (IVC); ii) la cancelación mandatoria del financiamiento recibido de Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) mediante la cesión de los créditos resultantes del reconoci- miento de variaciones de costos, mencionados en el punto anterior; iii) un mecanismo de pago de los saldos a favor pendientes, durante el año 2011; iv) el reconocimiento de un monto adicional a recibir a través de CAMMESA a destinar a inversiones en el sistema por la suma de $ 34,0 millones en Transener y $ 18,4 millones en Transba; v) un procedimiento para la actualización y pago de las variaciones de costos que surjan siguiendo la secuencia de los semestres ya transcurridos desde el 1 de Diciembre de 2010 hasta el 31 de Diciembre de 2011; vi) que se retiren las acciones de amparo por mora presentadas a la justicia solicitando el reconoci- miento de los mayores costos y la convocatoria a audiencia pública para llevar a cabo la RTI.

CAMMESA estimó los montos adeudados a Transener y Transba por las variaciones de costos ocurridas en el período Junio 2005-Noviembre 2010 al 17 de Enero de 2011, ascendiendo dichos montos a:

Diferencias por Conexión y Capacidad $ millones Transba Transener Total

Capital 75,9 189,3 265,2 Intereses 43,2 104,8 148,0 Total 119,1 294,1 413,2

Se han registrado los resultados generados por el reconocimiento de las variaciones de costos por parte de la SE y el ENRE, hasta las sumas percibidas a través del financiamiento de CAMMESA. Con- 38 secuentemente Transener ha reconocido ingresos por ventas por $ 19,8 millones y $ 47,9 millones e intereses ganados por $ 22,0 millones y $ 61,7 millones, para los ejercicios finalizados el 31 de Diciem- bre de 2011 y 2010, respectivamente.

Del mismo modo, Transba ha registrado los resultados generados por el reconocimiento de las variacio- nes de costos por parte de la SE y el ENRE, hasta las sumas percibidas a través del financiamiento de CAMMESA. Consecuentemente Transba ha reconocido ingresos por ventas por $ 7,8 millones y $ 14,0 millones e intereses ganados por $ 9,7 millones y $ 19,0 millones, para los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2011 y 2010, respectivamente. memoria / información contable 2011

El día 2 de Mayo de 2011 se firmaron con CAMMESA las nuevas ampliaciones a los acuerdos de finan- ciamiento (Addendas II) por las cuales se acordaron: i) la cancelación de las sumas percibidas al día 17 de Enero de 2011 por Transener y Transba en virtud de los préstamos otorgados por los acuerdos de financiamiento del 12 de Mayo de 2009, ii) otorgar a Transener y a Transba un nuevo préstamo por la suma de $ 289,7 millones y de $ 134,1 millones, respectivamente, correspondiente al saldo a favor por los créditos reconocidos por la SE y el ENRE por las variaciones de costos desde Junio 2005 a Noviembre 2010 y iii) la cesión en garantía del saldo de los créditos reconocidos por mayores costos al 30 de Noviembre de 2010 conforme al Acuerdo Instrumental a los efectos de cancelar los importes a ser recibidos por aplicación de las nuevas ampliaciones firmadas.

Cabe destacar que los fondos que conforman los nuevos préstamos están destinados a la operación y mantenimiento y al plan de inversiones correspondiente al año 2011 y son desembolsados mediante adelantos parciales en función de las disponibilidades de fondos con los que cuente CAMMESA con- forme lo instruya la SE de la Nación.

No obstante, los citados compromisos no se cumplieron íntegramente por el Estado Nacional puesto que al 31 de Diciembre de 2011 –fecha de vencimiento del Acuerdo Instrumental- los importes recibi- dos de CAMMESA no llegaron al 21% de los montos correspondientes por las variaciones de costos desde Junio 2005 a Noviembre 2010, y no se percibió importe alguno por el ajuste de remuneración que se debió aplicar desde el 1 de Diciembre de 2010.

Así, CAMMESA continuó liquidando la remuneración de Transener y Transba, por el servicio público de transporte de energía eléctrica bajo el mismo valor establecido en las Res. ENRE N° 328/08 y 327/08, y no los indicados en el Acuerdo Instrumental con el ajuste de costos, los cuales fueran informados por el ENRE a la SE, mediante Nota N° 99.868 del 21 de Junio de 2011 conforme lo dispuesto en la cláusula primera inciso B) del Acuerdo Instrumental.

Por tanto, el ajuste de la remuneración desde el 1 de Diciembre de 2010, el pago de los créditos que se generen por este concepto y los intereses que correspondan hasta su efectiva cancelación aún se en- cuentran pendientes. Dichos montos deberán ser incluidos en nuevas Addendas a firmar con CAMMESA.

En virtud de la demora antes indicada, se ha solicitado en reiteradas oportunidades a la SE adoptar las medidas pertinentes para regularizar los desembolsos previstos en las Addendas II de los Contratos de Mutuo y Cesión de Créditos en Garantía, de manera que se cumplan las obligaciones previstas en los Acuerdos Instrumentales.

Asimismo se ha solicitado que instruya a CAMMESA proceder a efectuar la ampliación de los Contratos de Mutuo y Cesión de Créditos en Garantía con los importes que resultan de los cálculos practicados por el ENRE para los semestres iniciados a partir de Diciembre de 2010.

39 Financiamiento CAMMESA – Resolución SE 146/2002 Como resultado de la demora en la implementación de los ajustes en los costos según las pautas establecidas en las Actas Acuerdo, el 12 de Mayo de 2009, Transener y Transba celebraron con CAMMESA un acuerdo de financiamiento por un monto de hasta $ 59,7 millones y $ 30,7 millones respectivamente. Con fecha 5 de Enero de 2010, se suscribió una ampliación del acuerdo de finan- ciamiento antes señalado por hasta la suma de $ 107,7 millones y $ 42,7 millones para Transener y Transba, respectivamente (las Addendas I).

A raíz de los Acuerdos Instrumentales celebrados el 21 de Diciembre de 2010, la Sociedad aplicó los créditos reconocidos por la SE y el ENRE por variaciones de costos, a la cancelación del financiamiento recibido de CAMMESA hasta la concurrencia de los montos.

El día 2 de Mayo de 2011 se firmaron con CAMMESA las Addendas II contemplando las ampliaciones a los acuerdos de financiamiento por las cuales se acordaron: i) la cancelación de las sumas percibidas al día 17 de Enero de 2011 por Transener y Transba en virtud de los préstamos otorgados por los acuer- dos de financiamiento del 12 de Mayo de 2009, ii) otorgar a Transener y a Transba un nuevo préstamo por la suma de $ 289,7 millones y de $ 134,1 millones, respectivamente, correspondiente al saldo a favor por los créditos reconocidos por la SE y el ENRE por las variaciones de costos desde Junio 2005 a Noviembre 2010 y iii) la cesión en garantía del saldo de los créditos reconocidos por mayores costos al 30 de Noviembre de 2010 conforme al Acuerdo Instrumental a los efectos de cancelar los importes a ser recibidos por aplicación de las nuevas ampliaciones firmadas.

En virtud de las novedades detalladas precedentemente la situación al cierre del ejercicio es la siguiente: Desembolsos recibidos Financiamiento de CAMMESA Capital Intereses devengados Total $ millones

12/05/2009 al 31/12/10 132,6 10,0 142,6 1/01/2011 al 17/01/2011 7,0 0,8 7,8 18/01/2011 al 31/12/2011 85,0 - 85,0 224,6 10,8 235,4

El pasivo por la totalidad de los desembolsos percibidos al 31 de Diciembre de 2011 ha sido can- celado a través de la cesión de los créditos reconocidos por mayores costos, conforme al Acuerdo Instrumental. Con posterioridad al 31 de Diciembre de 2011 y hasta la fecha ingresaron desembol- sos por $ 9,0 millones.

Por otra parte, el 27 de Septiembre de 2010 Transener celebró con CAMMESA, bajo las mismas condiciones de desembolsos y cancelación, un nuevo acuerdo de financiamiento de hasta US$ 2,3 millones para solventar trabajos de mantenimiento en los interruptores de 500 kV de la ET Alicurá. Al 31 de Diciembre de 2011 el monto certificado por Transener ascendió a $ 1,2 millones, desem- bolsando CAMMESA la totalidad de dicho importe. En virtud del mencionado Acuerdo Instrumental, no se prevé la continuidad de desembolsos por este acuerdo por parte de CAMMESA, quedando pendiente la devolución de los montos recibidos en 18 cuotas a partir del mes de Enero de 2012, 40 devengando la tasa equivalente al rendimiento medio obtenido por CAMMESA en las colocaciones financieras del MEM. memoria / información contable 2011

RESEÑA DE LAS OPERACIONES

Operación y Mantenimiento

Calidad de Servicio Tal lo dicho en la memoria del año anterior, el SADI se ve sometido año tras año a estados de cargas mayores. Durante el año 2011 se ha superado el pico de invierno del año anterior y la demanda de potencia máxima fue de 21.564MW (20.843 MW en 2010) en el mes de Agosto debido a una ola de frío que azotó el país. Sobre el fin de año, la Compañía ha superado la máxima potencia demandada en verano en guarismos del orden de los 20.513MW (20.209 MW en Diciembre 2010). Lo mismo ha ocurrido desde el punto de vista energético, ya que el pico de demanda cada vez se prolonga más en el tiempo y esto hace que la energía sea mayor.

Las características de estas cargas se mantienen bien diferenciadas entre el verano y el invierno. Mientras que en el primero se trata de una carga de características inductivas, debido al alto impac- to de los aires acondicionados; en el invierno la carga es de características predominantes resistiva debido a la calefacción. Para todos los conceptos técnicos de operación, la carga de invierno es de menor impacto al sistema ya que los equipos están con temperaturas ambientes menores y las co- rrientes que los solicitan son de un factor de potencia mejor que los de verano. En el caso del verano, las temperaturas ambientes son muy altas y a las solicitaciones de carga propias del sistema se le suma las de la temperatura ambiente que estresa los equipos.

A pesar de las altas solicitaciones que ha tenido el sistema, la calidad de servicio durante el año 2011 ha sido totalmente aceptable para los valores exigibles a una empresa como Transener. La Compañía ha finalizado el año con un valor de Índice de Falla de 0,33 fallas por cada 100 kilómetros de línea, siendo totalmente compatible con parámetros internacionales aceptados para empresas que operan y mantienen sistemas de transporte de extra alta tensión.

El 17 de Agosto se produjo la avería del transformador N°1 de la ET Ezeiza, de 800MVA. En su lugar, a las 14 hs del 18 de Agosto, entró en servicio el transformador N°7, de 800MVA. No se registraron caídas de soportes de líneas por tornados.

El siguiente gráfico muestra el índice de fallas de líneas de 500 kV por cada 100 kilómetros, brindado por la compañía a lo largo del año 2011.

3,00 Límite de 2,5 Fallas 2,50

2,00

1,50

1,00 Fallas Propias 0,91 0,88 0,68 0,61 0,56 0,52 0,50 0,56 0,59 0,60 0,51 0,55 0,48 0,45 0,48 0,47 0,39 0,44 0,35 0,40 0,40 0,41 0,33 0,34 0,30 0,33 0 41 Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Dic Ene-00 Ene-01 Ene-02 Ene-03 Ene-04 Ene-05 Ene-06 Ene-07 Ene-08 Ene-09 Ene-10 Ene-11 Por otra parte, Transener ha dado cumplimiento a todos sus planes de mantenimiento en un 95% (Enero-Diciembre). Ciertos mantenimientos no se han podido realizar debido a la alta solicitación de los equipos o sistemas que hacen imposible realizar la desconexión de los mismos; para lo cual se debe realizar algún tipo de programación especial que, sin afectar a los usuarios finales, permita realizar la intervención. Es de destacar que, en la medida de lo posible, Transener aplica las técnicas de trabajo con tensión en todas sus instalaciones.

Es de resaltar que este mantenimiento se ha realizado en forma totalmente eficiente, ya que aunque han sido necesario pagar altos montos en conceptos de horas extraordinarias, ya que los manteni- mientos deben realizarse en muchos casos en fines de semana o feriados para no afectar al usuario final, y gastos de viáticos por traslados de personal, Transener ha realizado una administración muy razonable y responsable de dichos gastos operativos, los cuales se llevan en el contexto de congela- miento tarifario que se mantiene desde larga data.

El gráfico siguiente muestra la evolución del cumplimiento del plan de mantenimiento de la Com- pañía desde 2003 a 2011.

Cumplimiento del plan de mantenimiento

% 100

99

96 95

91 90 90 89

85 85

75 42 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Actualizado al mes de: Diciembre memoria / información contable 2011

Inversiones realizadas La evolución de las inversiones de CAPEX (Capital Expenditure) realizadas por la compañía desde el año 1998, se presenta en el siguiente grafico:

Evolución Inversiones Acumuladas Período Julio 1998 - Diciembre 2011

Millones 850 750 650 585 550 450 566 350 250 150 50 -50 Jul-1998 Jul-2005 Dic-2011 Dic-2004 Jun-2001 Jun-2008 Oct-2003 Oct-2010 Abr-2007 Abr-2000 Feb-1999 Feb-2006 Sep-1999 Sep-2006 Ene-2002 Ene-2009 Mar-2003 Mar-2010 Nov-2007 Nov-2000 Ago-2002 Ago-2009 May-2004 May-2011

Evolución Inversiones (Año 2011: Inversiones Anexo II y III A. Instrumental + Inv. Plan Federal + Inv. No Reguladas) Total Realizadas + O.C. comprometidas (incluye T1EZ)

Planificación y operación de la red

Centro de Control Transener (COT)

1. Operadores Habilitación 43 En el transcurso del año se otorgó y/o renovó la licencia habilitante de 3 jefes de turno, 10 operadores de turno del COT, 15 operadores de centro regional y 87 técnicos de estación transformadora. El resto del personal de operación mantiene su habilitación, la cual se renovará cuando se produzca su venci- miento según el plazo establecido en el Procedimiento Técnico N° 15 de CAMMESA.

2. Manuales de Estaciones Transformadoras

Se actualizaron los Manuales Operativos de las EETT Ezeiza, Bahía Blanca, Villa Lía, Santa Cruz Norte, Santo Tomé, Manuel Belgrano y Coronda. Se distribuyó propuesta de versión N° 5 del Manual Opera- tivo de la ET Luján. Están en proceso de actualización los Manuales Operativos de las EE.TT. La Rioja Sur, El Bracho y Rincón. 3. Módulos informáticos

Se realizaron reuniones entre el COT , COTDT, IO y Sistemas Informáticos para establecer criterios y definir especificaciones con la intención de unificar los tres módulos utilizados en el COT ( LT, Libro de guardia y Novedades de Servicio) .

4. Sistemas de Solicitudes de Instalaciones para Mantenimiento de Transener

A partir de Abril se concretó la intervención de Gestión del Mantenimiento en el Proceso de coordina- ción de los mantenimientos.

Se adecuó el Módulo de LT para tal fin. Se están optimizando funciones del Módulo para agilizar la coordinación. Quedan por concretar avisos automáticos.

Se encuentra en su parte final el proceso de puesta en servicio de la v 13 de la Órden de Servicio N° 3.

5. Limitaciones Técnicas

- Abiertas y cerradas durante el año 2011

T1ZN Falla en la operación del RBC del transformadotr, requiriéndose la presencia del Técnico para verificar la operación del RBC. Se abrió la LT el 9 de Marzo de 2011 y se cerró el 6 de Julio de 2011.

- Abiertas en el año 2011 y permanecen abiertas

T2LU Evitar que el RBC pase por la posición 8 del RBC, pudiéndose operar en los topes inferiores o supe- riores. Se detectó un proceso de generación de gases combustibles en el aceite.

6. Análisis Post-operativo

En conjunto con el área de Ingeniería de Operación se efectúan análisis post-operativos, con el objeto de mejorar el contenido y precisión de las comunicaciones operativas entre operadores del COT, técni- cos de estación y operadores de otros centros de control.

Se encuentra bajo análisis la información que se registra en el Módulo Libro de Guardia.

7. Recuperación de la Red Eléctrica ante colapso

Se actualizó el procedimiento de Recuperación de la Red en Alta Tensión luego de un colapso. En dicho procedimiento se contemplan las nuevas instalaciones durante el año.

Ingeniería de Operación Con relación a la Operación de los Automatismos de Desconexión Automática de Generación (DAGs), se ha realizado la supervisión de los mismos, acompañando con estudios y modificaciones necesarias la evolución del SADI. 44 Se realizaron estudios y se coordinó la implementación de automatismos complementarios a las DAG, en las EETT Malvinas, Puelches y Luján.

Durante el año se realizaron estudios eléctricos requeridos para condiciones especiales de operación del Sistema, tanto para indisponibilidades prolongadas como para mantenimientos programados.

Se realizaron los estudios operativos necesarios para la entrada en servicio de la EE.TT de 500 kV Río Diamante y las líneas de 500 kV Agua de Cajón-Río Diamante y Río Diamante-Gran Mendoza, comple- tando el cierre de la interconexión Comahue-Cuyo. memoria / información contable 2011

Así mismo se realizaron los estudios operativos para la entrada en servicio de las EE.TT de 500 kV Monte Quemado y Chaco y de las líneas de 500 kV Cobos-Monte Quemado y Monte Quemado-Chaco con lo que se cerró el corredor NEA-NOA y la EETT de 500 kV San Juancito y la línea de 500 kV Cobos San Juancito.

Se continuó con la evaluación de los estudios eléctricos de factibilidad técnica de acceso de etapa 2 (Procedimiento Técnico N° 1 de CAMMESA) de las líneas de 500 kV Río Santa Cruz-Santa Cruz Norte, y La Esperanza-Río Santa Cruz. Como parte de este ingreso se supervisó el nuevo diseño conceptual del automatismo distribuido de reactores.

Se realizaron los estudios eléctricos correspondientes para la actualización del Procedimiento de Arran- que en Negro de la Compañía.

El cierre de los corredores Comahue-Cuyo y NEA-NOA generó estudios eléctricos para la determinación de nuevos límites de operación provocados por estos cierres de anillos.

Se generaron informes de situaciones críticas para invierno 2011 y verano 2011/2012.

Se dio asistencia a la Dirección Técnica para evaluación de personal de operación para renovación de licencia habilitante por Procedimiento Técnico N°15.

Se realizó el estudio de procedimientos y formas de trabajo de operadores del COT para la elabo- ración de la especificación del aplicativo integrado de Libro de Guardia, Novedades de Servicio y Licencia de Trabajo.

Se continuó con el análisis de la operación, utilizando entre otros medios, la desgrabación de las comu- nicaciones. Como parte de esto, además, se generaron diversos informes de fallas.

Se generó un informe para formalizar la mecánica de interacción entre las Gerencias Regionales, la Gerencia de Gestión de Mantenimiento y las Gerencias de Planificación y Operación de la Red en lo relacionado con el análisis de falla.

Se realizó la coordinación y seguimiento de la elaboración de la especificación técnica para la renova- ción del sistema SOTR de Transener.

Se mantuvo actualizada la base de datos de esquemas unifilares de la Compañía.

45 Administración de Redes de Operación Los hechos más relevantes fueron los siguientes:

• Implementación de procedimientos de seguridad informática por indicación de la auditoría de BDO • Confección de las especificaciones técnicas para la adquisición de un nuevo Sistema SCADA - EMS • Implementación de repuestos en caliente (servidor del Centro de Emergencia) • Incorporación al sistema de operación en tiempo real de Transener de: • Ampliación de la ET Agua del Cajón • ET Chaco • T7 en ET Ezeiza • ET Monte Quemado • T2 en ET Paso de la Patria • ET Río Diamante • ET San Juancito • Ampliación de la ET Cobos • T3 en ET Resistencia • T8 en ET Ezeiza • T7 en ET Henderson • ET Arroyo Cabral • ET Atucha 500kV

• Ampliación de la capacidad del CR Almafuerte para permitir la incorporación de las RRTTUU aso- ciadas a la obra NOA-NEA del lado NOA • Diseño e instalación del tablero de alimentación del CR Ezeiza

Planeamiento de la Red Los hechos más relevantes fueron los siguientes:

• Realización de la Guía de Referencia de Transener S.A. 2012-2019 46 • Evaluación de estudios eléctricos de factibilidad técnica de acceso y ampliación (Etapa 1 – Proc. Téc. 1 de CAMMESA) para los siguientes proyectos: • ET Rosario Oeste: ampliación capacidad de transformación de SIPAR • CT Vuelta de Obligado (CC Timbúes II) • CT Independencia - 2TG x 60 MW • Línea de 500 kV R.Coronda-Rosario O. • Línea de 500 kV Rincón-Resistencia • Línea de 500 kV Río Diamante – Charlone • GENREN - ENARSA: estudios ESC (Italia) SSR por capacitores serie en Madryn • GENREN - ENARSA: estudios UNSJ de transitorios electromagnéticos capacitores serie en Madryn memoria / información contable 2011

• Evaluación de estudios eléctricos de diseño (Etapa 2 – Proc. Téc. 1 de CAMMESA) para los siguien- tes proyectos: • CT 13 de Julio - GECOR • CC Pilar • Comahue-Cuyo • Fase 2 NOA-NEA • Línea Fría

• Servicio de estudios de Etapa 1 y/o 2 u otros a terceros o a clientes internos con personal propio o por contratación de consultores para los siguientes proyectos: • TG Almirante Brown 375 MW en Isla Talavera (E1) • ET Ramallo 500 kV - Etapa 2 de la ampliación (E1) • EETT Lavalle y Sgo. del Estero y nueva línea de 500 kV entre ambas (E1) • Atucha II – Alternativas para reducción rápida de generación (E2) • Motogeneradores de Pampa en CT Piquirenda (E1) • CAF: Línea de 500 kV Bahía – Mar del Plata (E1) • Capacitores serie MD y RG - Estudios para el Pliego (E1) • ET Ezeiza - Bypass a la ET de dos líneas entrantes

• Realización de estudios eléctricos o revisión de pliegos y/o licencias técnicas para la promoción, mejora y/o tramitación de los siguientes proyectos: • Estudios y redacción de pliego de especificaciones básica de estudios eléctricos de diseño para el banco de capacitores serie de Puerto Madryn (ENARSA). • Genelba plus - TV para CC • ET Campana 500 kV - Tercer trafo 500/132 kV • CC Belgrano II - Análisis de solicitaciones de cortocircuito y necesidades regulación de tensión transformador de bloque • GENREN - ENARSA: estudios de resonancia subsincrónica para CT Piedrabuena con nue- vos capacitores serie en Madryn • Nueva línea 5MAST1 – Estudios especiales para su propuesta

• Asesoramiento a clientes: • GENREN - ENARSA: redacción de requerimientos de estudios para generación eólica en Madryn vinculada a 500 kV e instalación de capacitores serie en la línea de 500 kV C.Choel – Pto. Madryn • Nueva ET de 500 kV El Cortaderal – elaboración de requerimientos de estudios para la Etapa 2 • CT A. Brown 375 MW – AES – Estudios y propuestas temporaria y definitiva de vinculación al sistema de 500 kV Comahue – Buenos Aires • Línea Fría – Concepción y requerimientos para comunicaciones y automatismos

• Servicios de estudios y análisis para negocios en el exterior: • COES (Perú) - Evaluación estudios sistema de transmisión 500 kV Carabayllo-Chimbote- Trujillo • COES (Perú) – Elaboración criterios de diseño del sistema y niveles de aislamiento

47 Desarrollo de Negocios

Servicios de Ingeniería – Obras En cuanto a las obras de ampliación del sistema eléctrico, Transener ha concentrado su actividad en aquellas obras para las cuales cuenta con ventajas competitivas, dándose prioridad a las obras a rea- lizar sobre el sistema de 500kV.

El desarrollo de un importante programa de obras de ampliación del sistema de transporte, no sólo ha traído aparejado el crecimiento de los servicios de operación y mantenimiento sino también una significativa demanda de otros servicios, tales como: elaboración de pliegos, estudios eléctricos, imple- mentación de sistemas de control de la generación y la demanda (sistemas de DAG y DAD), ensayos y puesta en servicio de estaciones transformadoras.

Para la nueva ET Atucha II de NASA se realizaron las nuevas transposiciones a ambos lados de la estación. Las mismas se realizaron en tres etapas con mínimos cortes durante los fines de semana en forma satisfactoria.

También para esta estación se adecuaron los sistemas de protección, comunicaciones por onda porta- dora y sistema DAG asociado a la misma. Se continúa con los estudios de Etapa II que resta finalizar con la entrada en servicio de la Central Atucha II a fines del 2012.

La acreditada experiencia y calidad profesional de los equipos técnicos de Transener ha sido un factor decisivo en la decisión de los clientes de delegar en ella la realización de tareas críticas.

Durante el ejercicio se realizaron los pliegos técnicos para la interconexión de la nueva ET Santiago del Estero 500kV, como así también los estudios y la documentación necesaria para el acceso al SADI.

Para ENARSA se realizó la ingeniería y el pliego de la interconexión de las EE.TT. Ensenada y Hudson mediante CAS en 132kV. También se realizaron para ENARSA los pliegos técnicos de los nuevos bancos de capacitores para la ET Puerto Madryn de Transener.

Por otra parte, se finalizaron los trabajos relativos a la implementación de la DAG Integrada del Norte, 48 comprendiendo los estudios, el montaje de equipos de control y comunicaciones y la puesta en servicio del nuevo automatismo, trabajos contratados por INTESAR y LINSA. A fines de Octubre se completó el 100% de los trabajos.

Se finalizaron los ensayos y la puesta en marcha de la ET Río Diamante, sobre la línea Comahue-Cuyo, para lo cual OCASA, subcontratista a cargo de la construcción, contrató a Transener para realizar dichos trabajos.

Se destaca la cantidad de ensayos de aceite contratados por terceros al laboratorio químico de la Compañía, donde se demuestra la confianza depositada en la misma cuando se trata de asegurar la integridad de equipos valiosos, tales como los transformadores de potencia y reactores. memoria / información contable 2011

Servicios relacionados con la transmisión de energía eléctrica Las actividades de operación, mantenimiento y otros servicios, tales como ensayos puntuales contra- tados por clientes privados propietarios de instalaciones de transmisión, tanto de uso privado, como afectadas al servicio público (Transportistas Independientes y Transportistas Internacionales) son servi- cios que se vienen realizando desde inicio de la Compañía.

En todos los contratos de servicios se han realizado las gestiones necesarias para mantener los valores reales de la remuneración de Transener.

A fines del ejercicio las instalaciones atendidas por Transener por estos contratos comprenden:

3.169 km de líneas en 500 kV. 210 km de líneas en 220 kV. 38 km de líneas en 132 kV.

Además de diversas estaciones transformadoras y playas de maniobras.

1 en 500/345 kV 1 en 500/330 kV 1 en 500/220 kV 4 en 500/132 kV 1 en 132/220 kV 49 2 en 220/33 kV 2 playas de maniobras en 500 kV 2

A lo que se agregan dos transformadores de potencia 500/132 kV de 300 MVA c/u, instalaciones de control y otros.

2 AES Paraná y Embalse Los principales contratos de operación y mantenimiento son los siguientes:

Cliente Descripción

Minera Alumbrera Ltd. ET Minera Alumbrera 132/220kV - ET Alumbrera 220/33kV - ET Ampajango 220/33kV y LEAT 220kV de 200km. Yacylec ET Resistencia 500kV campos 5- 6 y LEAT´s 500kV Resistencia - Paso de la Patria de 40km. Paso de la Patria-Rincón de 227km y Rincón- Central Hidroeléctrica Yacyretá de 3 LEATs de 4 km. INTESAR (1) LEAT 500kV Choele Choel-Pto Madryn de 354 km y ET Pto. Madryn 500/330kV. INTESAR LEAT 500kV Pto Madryn-Santa Cruz Norte de 542 km y ET Santa Cruz Norte 500/132 kV. INTESAR LEAT 500 kV Colonia Elía – Gral. Rodríguez de 236 km. INTESAR LEAT 500 kV El Bracho –Cobos - San Juancito – Monte Quemado de 629 km - Nueva ET Cobos 500/345kV y ET San Juancito 500/132kV. LICCSA LEAT 500 kV Gran Mendoza-Río Diamante 188 km. y nueva ET Río Diamante 500/220kV. Transportadora del Norte LEAT 500 kV Río Diamante-Agua del Cajón de 519 km. Transportadora Cuyana LEAT 500 kV Gran Mendoza – San Juan de 181,3 km. CTM-TESA (2) Dos LEAT´s 500kV Rincón-Garabí de 136 km cada una. ENECOR ET Paso de la Patria 500kV y doble terna 132kV a ET Santa Catalina 132kV de 20,8km. AES Paraná Playa de maniobra San Nicolás 500kV y LEAT 500kV de 6,5km. NASA Playa de maniobra Central Embalse 500kV. Central Térmica LEAT 500kV Planicie Banderita-Loma La Lata de 13,2 km y Loma de la Lata S.A. campo de salida 500kV en ET Planicie. Banderita. Siderca S.A.(Ex Argener) Campo de salida de máquina y LEAT 220kV de 10km. Central Térmica Mantenimiento preventivo campos 3 a 6 de la playa de la Loma de la Lata S.A. central. Petroquímica Río Tercero LAT 132kV de 17,2km. Capex (2) Dos transformadores 500/132kV de 300MVA.

(1) Activos transferidos a Transener (2) Sólo mantenimiento

La mayoría de los contratos fueron celebrados antes de la puesta en servicio de las instalaciones y se vienen renovando en forma ininterrumpida desde entonces, lo cual confirma la calidad del servicio prestado y el alto grado de satisfacción de los clientes. 50 Comunicaciones Se continuó prestando servicios de infraestructura a diversas empresas de comunicaciones, servicios que comprenden tanto la cesión de fibras ópticas oscuras sobre el sistema de su propiedad (Cuarta Línea) como el alquiler de espacios en las estaciones de microondas y en sus estructuras de soporte de antenas. La creciente demanda de las empresas de telefonía celular ha permitido un sensible incremento en estos ingresos, tanto por volumen como por los mejores precios obtenidos.

Por otra parte, Transener continuó prestando servicios de apoyo de comunicaciones operativas y para transmisión de datos a los agentes del mercado eléctrico. memoria / información contable 2011

Otras actividades Para la alimentación de los sistemas de comunicaciones ubicados en zonas aisladas, continúa siendo demandado el equipo desarrollado por técnicos de la Gerencia Regional Sur, que permite generar una potencia del orden de 1/1.5 KW por inducción en un tramo aislado del hilo de guardia. Dichos equipos han estado funcionando sin inconvenientes sobre las instalaciones de la Cuarta Línea desde el año 2002. Contratistas a cargo de la instalación de los sistemas de comunicaciones adquirieron doce equipos.

Perspectivas La continuidad de las obras actualmente en curso y el inicio de las actividades de operación y man- tenimiento ya adjudicadas aseguran un significativo crecimiento para los ejercicios inmediatos. A futuro, es un hecho que el sostenido crecimiento de la actividad industrial está agotando la capaci- dad instalada y se requerirán inevitablemente importantes inversiones en infraestructura en general, que deberán ser acompañadas por un adecuado crecimiento de los servicios de energía eléctrica.

Exterior Transener Internacional se encuentra finalizando las obras SE Vilhena, SE Ji-Parana, SE Miranda y SE Imperatriz, contempladas en su contrato con Eletrobras Eletronorte, la terminación de las mismas está prevista para el mes de marzo de 2012, representando una facturación total de R$ 9,7 millones.

Asimismo, Transener Internacional continúa prestando servicios de operación y mantenimiento para IRACEMA (con una facturación anual de R$ 1,9 millones), CORUMBA (con una facturación anual de R$ 0,4 millones), IENNE (con una facturación anual de R$ 2,2 millones) y IESUL ( con una facturación anual de R$ 1,7 millones).

51 Administración Y FINANZAS

Finanzas Dado el marco de incertidumbre respecto del cuadro tarifario de Transener y Transba, el manejo de su tesorería ha sido durante el 2011 prudente y orientado hacia garantizar la operación de la redes, optimizando el uso de la caja para reducir riesgos y mejorar coberturas y rendimientos.

Como parte de la estrategia comentada precedentemente, dado que al inicio del año 2011 se observaron condiciones adecuadas en los mercados internacionales de capitales y considerando que en el año 2013 comenzará la amortización parcial de las Obligaciones Negociables Clase 1, Transener decidió proceder a la refinanciación de los mencionados bonos con el objeto fundamental de extender los plazos de la deuda. Como resultado de ello, Transener procedió a la emisión de Obligaciones Negociables Clase 2 por un monto total de US$ 100,5 millones con vencimiento final 15 de Agosto de 2021.

Adicionalmente, en Febrero de 2011 Transener renovó el crédito con el Banco de la Nación Argentina por la suma de $ 30,0 millones a un plazo total de 2 años, el que atendiendo la estrategia planteada y comentada más arriba, se precanceló en Octubre. Por otra parte, Transener renovó e incrementó, durante Octubre, una línea de descubierto con el Banco de la Ciudad de Buenos Aires por un total de $ 52,0 millones por un plazo de 1 año y medio.

Asimismo, en el transcurso del mes de Diciembre Transener compró Obligaciones Negociables Clase 2 en circulación emitidas por la Compañía por un valor nominal de US$ 2,0 millones, las que per- manecen en cartera.

Como consecuencia de las operaciones realizadas durante el ejercicio, la deuda financiera neta al 31 de Diciembre de 2011 es de US$ 156,5 millones de capital, no teniendo la Compañía necesidades de refinanciación considerables hasta el año 2021.

Con respecto a la calificación de riesgo de Transener, Standard & Poor’s mantuvo las calificaciones nacionales en “raBBB+” estable y la global para moneda extranjera y moneda local en “B-” estable.

Servicios Informáticos

Aplicaciones En el primer semestre del año, se desarrollaron varios sistemas para brindar soluciones a las tareas de diferentes áreas de la Compañía, que se mencionan a continuación:

• Simulador de Automatismo DAG, a pedido de la Gerencia Planificación de la Operación de la Red, permite efectuar distintas simulaciones NOA-NEA • Licencia de Trabajo se efectuó un proceso para que las mismas sean aprobadas por las áreas de mantenimiento previo a que el Centro de Control las gestione • Seguridad Pública se efectuó un nuevo módulo de reclamos • Partes de Tiempo – RRHH, se efectuaron modificaciones de acuerdo a los convenios firmados • Novedades Servicio – Índices de Mantenimiento, se efectuó la integración con los Informes de Perturbaciones IAP e IRP (Meridiam) 52 • Tablero de Mantenimiento se efectúo la migración de los reportes para obtener mejor tiempo de respuesta

Además se efectuaron en esta etapa los siguientes desarrollos, para las distintas áreas de la compañía:

• Adecuación de Meta4 para el pago de Haberes por Citi Paylink • Modificación de los reportes de evaluación de desempeño • Sistema de capacitación • Gestión TcT se generaron los módulos de operarios, habilitación de operarios, informes de tareas, informes de evaluación, informe de visita memoria / información contable 2011

Durante este año se efectuaron adecuaciones a los procesos del Sistema SAP, para optimizar tareas, se detallan a continuación:

• Pedidos Directos para American Express • Pedidos Directos para Seguros, Impuestos • Corrida de Pagos automáticos • Pagos a través del Sistema Paylink para proveedores y pago de haberes • Adecuación de los Reportes de Antigüedad de deuda de clientes • Listado de Resumen de facturación por proyecto comercial • Rendiciones de gastos de viáticos y viajes

Tecnología En el transcurso del año, se reemplazaron los servidores de Neuquén, Bracho, La Plata, San Nicolás, Mercedes y Bragado, por equipos con mayores prestaciones.

Se incorporaron a la red corporativa, las EETT Sanjuancito, Cobos, para que dispongan de acceso al correo, y a los sistemas de la compañía.

Se implementó una solución Wireless para Sede Central, que permite movilidad y mayor capacidad de conexión.

Seguridad Informática En el segundo semestre del año, se implementó el módulo GRC Access Control – SAP, el mismo brin- dará control de acceso a los distintos módulos instalados. Se incluyeron las siguientes componentes:

• Compliance User Provisioning (CUP): es el módulo para realizar la administración de usuarios. • Enterprise Role Management (ERM): es el módulo para gestionar la administración de roles en el sistema SAP. • Risk Analysis and Remediation (RAR): para analizar las incompatibilidades a nivel de Segregación de Funciones y Accesos Sensitivos. • Super User Management (Firefighter): permite administrar los accesos de emergencia al sistema. 53

Dicha implementación beneficiará la aplicación de las Normas SOX de Seguridad Informática en SAP, donde se realizó un minucioso análisis de los roles y perfiles de los usuarios para ajustarlos de acuerdo al puesto de trabajo de cada uno, brindando mayor seguridad en los accesos a las transac- ciones del sistema.

Las tareas de soporte técnico a los usuarios, el seguimiento de las redes, los servidores y los sistemas aplicativos, se brindaron normalmente. ADMINISTRACIÓN Durante el ejercicio se han cubierto todos los requerimientos de información normados o solicitados por las autoridades regulatorias, el ENRE, CAMMESA, Comisión Nacional de Valores, Bolsa de Comer- cio de Buenos Aires y Mercado Abierto electrónico.

Asimismo, se continuó trabajando con la implementación de las Normas Internacionales de Informa- ción Financiera, de acuerdo con el Plan de Implementación Específico aprobado por el Directorio el día 22 de Abril de 2010.

Por otra parte, en función de los requerimientos del accionista Pampa Energía S.A., durante el año 2011, la Gerencia de Administración lideró y coordinó el proceso de cumplimiento de las normas Sarbanes – Oxley, que requirió la actualización de las matrices de controles internos, la adecuación de procedimien- tos administrativos y la revisión de los controles por parte de auditores internos y externos.

Durante el presente ejercicio se ha iniciado un proceso de reorganización administrativa con el objetivo de eficientizar la gestión y lograr una mejor atención al cliente interno y externo de Transener y Transba. Dentro de este proceso, las Administraciones Regionales con Sede en Rosario (Provincia de Santa Fe), Colonia Valentina (Provincia de Neuquén) y Ezeiza (Provincia de Buenos Aires), han pasado a depender jerárquica y funcionalmente de la Administración Central. Asimismo, se han unificado los Departamen- tos de Contabilidad y de Impuestos de Transener y Transba.

A partir de esta nueva estructura se están diseñando nuevos procedimientos administrativos unifica- dos aplicables a todas las Sedes Administrativas de Transener y Transba.

54 SUMINISTROS Y ABASTECIMIENTO Se ha cumplido con la gestión prevista de compras planificadas como inversiones de capital conjun- tamente con las gestiones solicitadas por la SE a través de las inversiones reguladas por la Res. SE Nº 1/2003 y subsiguientes.

Fueron relevantes en este ejercicio las tareas de compra, contratación de servicios y logística desarro- llada para la cobertura del siniestro ocurrido en la ET EZEIZA, que afectara un Banco de 800 MVA, durante el transcurso del mes de Agosto de 2011.

Se cumplió con las inversiones comprometidas en los ANEXOS II y III del Acta Instrumental, celebrada entre la SE, ENRE y Transener. memoria / información contable 2011

RECURSOS HUMANOS

Relaciones Industriales Como ya se viene sosteniendo en años anteriores, durante el ejercicio, las relaciones laborales fue- ron signadas por las negociaciones salariales estimuladas por el proceso inflacionario y la puja distributiva. En ese sentido Transener ha logrado acuerdos con las tres entidades gremiales, FATLYF, APJAE y APUAYE, sin perder de vista tanto la equidad interna como la competitividad externa.

Asimismo, en función de la necesidad de mejorar el rendimiento y la productividad de las tareas, se han extendido los acuerdos vigentes y se han suscripto nuevos acuerdos con las entidades gremiales en materia de metodologías de trabajo que permiten aplicar métodos de compensación basados en la productividad y la ejecución de objetivos determinados, obteniendo rendimientos superiores a los estándares del mercado.

Las perspectivas laborales para el año 2012 estarán signadas por dos eventos de importancia tras- cendental para el sector privado, por un lado la ronda de negociación salarial a iniciarse en forma sustancial a partir de Marzo - Abril de 2012, meses en los cuales se vencen prácticamente la mayoría de los acuerdos salariales pactados durante el año 2011, proceso que el Poder Ejecutivo Nacional intentará moderar para que no repercuta en las expectativas inflacionarias, las que sin lugar a dudas condicionarán de modo ostensible dichas discusiones salariales. En segundo término, la tensión gremial ocasionada cada vez que se renuevan autoridades en la CGT, esta vez acompañadas por las tensiones internas que se vienen arrastrando y la amplificación de la conflictividad como con- secuencia de esa puja entre la continuidad del actual secretario general o su reemplazo por otro 55 dirigente sindical.

Desde ya que estos dos factores se retroalimentarán para presentar un primer semestre de 2012 marcado por una mayor conflictividad, la que debería moderarse en el segundo tramo del año.

Desarrollo de Recursos Humanos y Servicios Generales En el marco de la “Política de Gestión de Formación Interna”, cuyo objetivo es sistematizar un Programa de Capacitación dictado por formadores internos, se ha desarrollado por cuarto año con- secutivo el programa de capacitación: “Compartiendo Experiencias”, cuya finalidad es compartir los conocimientos técnicos de los profesionales de la Compañía. Los Talleres realizados fueron:

• Conceptos para la operación de la protección contra torques transitorios de CPB. • Taller de GPS y GIS (Sistemas de Posicionamiento Global y Sistemas de Información Geográfica). • Estudios Especiales en Sistemas de Transmisión en Extra Alta Tensión. Introducción a la Generación Eólica. • Principios Financieros, Análisis de Proyectos y Tablero de Control. • Gestión de Salud y Seguridad en Empresas Eléctricas. • Estabilidad y Control de Sistemas de Potencia – Aplicaciones a la Operación del SADI. • Mercado Eléctrico. • MANTEC y sus vínculos con el sistema de gestión de la calidad. • Confección de Partes y Órdenes de Trabajo, e Informes de Defectos y su relación con los sistemas integrados de Calidad. • Análisis de las especificaciones técnicas para los canales de comunicaciones aplicados a protec- ciones diferenciales de línea. • Imputaciones Contables.

Los resultados destacados del Programa de referencia durante el presente año son:

• El 27% de los empleados de la Compañía participó de los talleres • Se obtuvo el 92% de cumplimiento de los talleres programados en Diciembre de 2010 con un 100% de efectividad en el cumplimiento de los objetivos • Se superó en un 23% el incremento de formadores internos fijados como objetivo en el 2010 • Recepción de 10 nuevas propuestas y selección de 10 talleres a desarrollar durante el 2012 • Se mantuvo en un 100% los formadores internos • Como novedad, y en base a las necesidades capacitación, se han desarrollado las siguientes instan- cias bajo el marco del Programa Compartiendo Experiencias: • Realización del CD: “Electricidad para no Ingenieros”, el cual fue entregado a cada uno de los directivos de la Compañía a los efectos de incrementar el nivel de identidad a la Com- pañía fue incluido en la intranet de Recursos Humanos y será entregado en el Programa de Inducción a todos los nuevos empleados que ingreses en la Compañía. • Realización de “Taller de Herramientas Didácticas para los Formadores Internos”.

Continuando con el desarrollo de personal, se han realizado Talleres de Seguridad Higiene y Medio Ambiente y Salud Ocupacional. El objeto de los mismos fue profundizar los conocimientos técnicos e inherentes al negocio de la Compañía.

Comprometidos con la seguridad del personal y con la finalidad de continuar con el proyecto de trabajar en el cambio de comportamientos para Prevención de Accidentes, se han realizado las “Evaluaciones Psi- cométricas de Aptitudes y Actitudes hacia la conducta segura”. Como consecuencia de estas evaluaciones y para aquellas personas que lo precisaron, se ha desarrollado un “Taller de Estimulación Aptitudinal”.

A raíz de las necesidades de optimizar el sistema y registro de capacitación hemos desarrollado un nuevo software de capacitación conjuntamente con el área de Sistemas, cuyo objetivo central será reemplazar los formularios en papel por una solución digital que permitirá gestionar integralmente el circuito de aprobaciones y programas inherentes al Plan Anual de Capacitación. El mismo se pondrá en vigencia a partir del año 2012.

En el marco del “Programa de Jóvenes Profesionales”, se ha realizado por cuarto año consecutivo, la ac- 56 tividad de “Assessment Center”, cuya finalidad fue proporcionar una visión objetiva sobre la experiencia, logros, motivación y competencias personales de nuestros jóvenes profesionales y profesionales jóvenes, de acuerdo a las competencias claves de la Compañía. Asimismo se han desarrollado las “Entrevistas Per- sonales de Devolución” a cada uno de los profesionales que han asistido a la actividad señalada, como también el Informe Personal a los Tutores y Responsables de los profesionales evaluados.

En materia de capacitación en management, y por séptimo año consecutivo, se ha llevado a cabo el “Programa de Formación Directiva”, de carácter anual, con sistema de evaluación individual y grupal, dirigida a aquellos Profesionales Jóvenes y Jóvenes Profesionales de la Compañía. Durante el presente año han promocionado 14 profesionales bajo dicho Programa. memoria / información contable 2011

A los fines de conocer con mayor profundidad la realidad de los colaboradores de la Compañía, hemos continuado con la realización de “Entrevistas Personales” dirigidas a áreas claves de la Compañía, obteniendo como resultado un análisis integral diagnóstico, el cual fue elevado a los directivos de la Compañía para poder así efectuar los planes de acción específicos para cada situa- ción identificada.

Beneficios – Comunicaciones Institucionales – Desarrollo de Carrera Se ha llevado a cabo un relevamiento en el cual se encuestó a los niveles de Dirección, Gerencias y Mandos Medios, con el objeto de conocer las diferentes percepciones en los distintos niveles de la Compañía. A tal efecto, y en función del mismo, se realizó un Diagnóstico con las diversas percep- ciones por nivel, sobre las necesidades detectadas del personal. En consecuencia se comenzaron a realizar desayunos con la alta gerencia y los niveles de jefatura y de supervisión con la finalidad de informar sobre las percepciones relevadas y lograr un espacio de intercambio y acercamiento entre dichos niveles.

También se han comenzado a dictar talleres para brindar información sobre relaciones laborales a los jefes y supervisores.

Con la finalidad de tener un tablero actualizado de cuadros de reemplazo se ha reformulado la política de cuadros de reemplazo y se ha lanzado un nuevo Programa de Talentos que se revisará en forma anual. Este programa tiene como finalidad dar continuidad al Programa de Jóvenes Profesio- nales y desarrollar a los profesionales con alto desempeño para conformar a mediano o largo plazo los cuadros de reemplazo de la Compañía. El mismo se encuentra dividido en cuatro etapas: Evalua- ción Psicológica y de Management, Entrevista Individual, Devolución de Informes a los superiores y Cronograma de Desarrollo de Carrera del profesional dentro de la Compañía.

En materia de comunicaciones institucionales se ha agrandado la revista interna Energía Interior, se ha renovado el diario mural en las carteleras para brindar mayor información a todo el personal, se finalizó la campaña de divulgación de beneficios y se ha comenzado con una campaña de concien- tización en temas de seguridad.

Salud, Seguridad en el Trabajo y Medio Ambiente (SSTMA) En materia de SSTMA, uno de los principales objetivos encarados por la Compañía durante el año fue continuar avanzando con la gestión de la Directriz ILO OSH 2001, correspondiente a la imple- mentación del Sistema de gestión de Salud y Seguridad en el Trabajo, emitida por la Organización Internacional del Trabajo (OIT). Dentro de este marco se reafirma la participación activa de los trabajadores en la gestión a través de los comités mixtos de salud y seguridad en el trabajo, El segundo objetivo se orientó a continuar con el Programa de Promoción de la Salud, con el objeto de mejorar el estado de salud y expectativa de vida de los empleados, mayor nivel de bienestar, impulsar cambios de conducta, disminuir el porcentaje de enfermedades y accidentes y desarrollar sentimientos de pertenencia.

57 Se ha mantenido con gran nivel satisfactorio el proceso de mejoramiento de la seguridad basada en el comportamiento, que ha permitido definir que la línea de mando realice sistemáticamente observaciones planeadas y el área de Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente, observa- ciones tuteladas, arrojando resultados satisfactorios en lo relacionado al involucramiento de todos los niveles en los temas de salud y seguridad. A punto tal que la propia línea de mandos detecta aproximadamente un 23 % de posibilidades de mejoras en sus observaciones. Esto demuestra el crecimiento en la participación fomentando el camino hacia el autocontrol.

Los resultados a nivel siniestralidad se encuentran en parámetros aceptables y demuestran la efec- tividad de las acciones tomadas, considerando que el sistema de Gestión mencionado se encuentra en mejoramiento permanente, tal cual lo indican los resultados de las auditorías internas realizadas, como así también la comparativa de los índices de la Compañía con otras 50 empresas del sector correspondiente a Latinoamérica, donde los resultados indican que la Compañía se encuentra entre las empresas con una performance de excelencia en lo referente a salud y seguridad en el trabajo con índices que se encuentran por debajo del estándar fijado en 1,2 accidente por cada 250.000 horas hombres trabajadas, en el caso puntual el resultado arrojado es de 0,33.

Se destacan los resultados obtenidos tanto en personal propio como así también contratistas, quie- nes a través de acompañamiento, capacitación y controles, han logrado índices de siniestralidad muy satisfactorios, que destacan a la Compañía en Latinoamérica, bajo la visión de la RSE.

En el presente año, se consolidó definitivamente la aplicación del Programa de Score de Riesgo Cardiovascular a todos los exámenes médicos periódicos, realizados de acuerdo al cronograma de Salud Ocupacional, segmentando a la población con bajo, moderado y alto riesgo cardiovascular, 58 actuando sobre ellos, mediante entrevistas de prevención y seguimiento. Con relación a los temas medioambientales, se continúa trabajando en post de una mejora continua. Durante el año se ha hecho foco en el mantenimiento de los estándares y fuertemente en medidas que ayudaron a minimizar impactos futuros en los proyectos de obras en ejecución, trabajando en los EIA sobre cambio de trazas y nuevas metodologías en fijar las características de las futuras franjas de servidumbre desde la óptica de un impacto sostenible que vincula ambiente y posibilidad de operación.

Otro de los hitos importantes del año, fue ratificar a la Compañía en la categoría de Libre de PCB´s, lo que indica que la Compañía no posee transformadores contaminados con PCB´s en función a lo que indican los estándares internacionales y fija la legislación a nivel nacional. memoria / información contable 2011

SEGURIDAD PATRIMONIAL

En lo que se refiere a Seguridad Patrimonial, los hechos más relevantes ocurridos durante el ejercicio 2011, fueron los siguientes:

• Administración y control de 39 Servicios de vigilancia de Transener-Transba. • Consolidación de la sinergia Transener-Transba en los servicios de seguridad, cuyas EETT limitan o comparten predios, reduciendo entre un 10 y 90 % los costos. • Continuidad del convenio firmado con Gendarmería Nacional para el servicio de seguridad de Colonia Valentina y Resistencia. • Reestructuración del servicio de vigilancia de la ET Rosario Oeste (en coordinación con CAMMESA), por suspensión de la prestación por parte de Gendarmería Nacional, continuado con vigilancia priva- da, sin incidentes en seguridad. • Instalación de 4 nuevos servicios de vigilancia en la Región Norte de Transener, ET La Rioja, ET Río Coronda, ET San Juancito y ET Río Diamante. • Evaluación integral de la seguridad en 36 EETT de Transener-Transba, en la ET Colonia Elía, compartida con Salto Grande y en el predio de la ET Rosario Oeste compartido con CAMMESA. • Asesoramiento e instalación de ingreso restringido al COTDT Ezeiza • Control in situ de servicios de vigilancia asignados en EETT visitadas del interior del país.

Comunicaciones

• Administración, control y gestión de los servicios de telefonía celular Transener-Transba, con un total de 713 líneas (9 % superior al 2010) • Incremento y actualización de todas las terminales Blackberry: 203 total Transener-Transba (70% superior al 2010)

Administración Flota de Vehículos

• Gestión y proceso correspondiente a la adquisición de vehículos 2010 Transener-Transba – Provisión de 2 camionetas 4x2, 6 camionetas 4x4, 2 furgones, 2 utilitarios y 1 camión 4x4 con hidrogrúa. • Administración y gestión del plan de mantenimiento de vehículos pesados 2011 Transener - Transba. • Administración del plan de inversiones vehículos 2011, en proceso de compra 23 unidades para Transba y 7 para Transener, que se incorporarán en el 2012 a la flota actual (593) • Continuidad servicio de seguimiento satelital manteniendo los valores del 2009.

Lucha Contra el Fuego

• En el marco del Programa de Lucha contra el Fuego se efectuaron varias Jornadas de Capacitación y Entrenamiento en Técnica de Ataque con Espumígenos y LCF, con la participación de técnicos de EETT, personal de seguridad y bomberos de varios cuarteles zonales, en: • GRA-Transba (Olavarría) • GRA-Transba (Madariaga) • GRM-Transener (Ezeiza) • Continuidad del convenio y contratación de 1 ( un ) equipo de bomberos para ET Ezeiza con la Dirección de Seguridad Siniestral del Ministerio Seguridad de la Pcia. Bs. As.

La Compañía prevé para el 2012 lo siguiente: 59 • Evaluación y verificación de sistemas de seguridad electrónica en principales EETT (cabeceras y rami- ficadoras) y previsión para implementación de mejoras. • Necesidades específicas en sistemas de seguridad en nuevas EETT. • Verificación de avances y modificaciones solicitadas en seguridad para EETT anteriormente visitadas. GESTIÓN DE LA CALIDAD

Durante el transcurso del año 2011, se alcanzaron los objetivos establecidos por la Dirección Gene- ral para el Sistema Integrado de Gestión ISO 9001 / 14001 / RSE, a saber:

• Sostener y reforzar el compromiso con la Cultura de la Calidad, la preservación del medio ambiente, el resguardo de la seguridad pública y la mejora continua, en el marco de la Visión, Misión y Valo- res Corporativos. En el año 2011, se desarrollaron los Planes de Capacitación y Concientización previstos para las direcciones, gerencias y áreas operativas, con la participación de todos los niveles de la Compañía, poniendo especial énfasis en los siguientes temas: • Medios y formas de alcance de los objetivos 2011 del SIG ISO 9001/14001/RSE • Devolución de resultados de las propuestas de mejora de los talleres 2010 • Herramientas efectivas de gestión y aplicación directa en el SIG ISO 9001/14001/SP/SST • Implementación de propuestas de mejora viables para el SIG • Buenas prácticas y efectividad de los grupos de mejora • Responsabilidad Social Empresaria (RSE)/ Pacto Global

Adicionalmente se continuó con la aplicación de la metodología “e-training” para el personal de Sede Central designado por las diferentes direcciones, gerencias y jefaturas, con el objetivo de determinar el grado de evolución de los conocimientos relativos al Sistema Integrado de Gestión de la Compañía. 60 • Mantener y optimizar la Gestión Integrada de los Sistemas ISO 9001/14001/RSE de Transener y Transba, acorde al cumplimiento de la política de la calidad, la política ambiental y la política de seguridad pública de la Compañía. En el marco de las políticas integradas de la Compañía, durante el año 2011, se extendieron las aplicaciones y optimizaron las herramientas en el portal de intranet de Gestión de la Calidad y se mantuvo actualizada la versión “CD Intranet” para todos los emplazamientos sin acceso a la red corporativa, ampliándose la distribución del mismo a diferentes sectores de la Gerencia de Obras, optimizando las herramientas de gestión del Sistema ISO 9001/14001 Transener-Transba, contribuyendo a facilitar su aplicación y minimizar el uso de papel. memoria / información contable 2011

• Conservar las Certificaciones ISO 9001 e ISO 14001 del Sistema Integrado de Gestión de Transener y Transba, superando las auditorías externas. Durante el año 2011, se superaron con éxito las auditorías externas de mantenimiento de las certificaciones de calidad (ISO 9001:2008) y medio ambiente (ISO 14001:2004).

• Revalidar y certificar el cumplimiento del Procedimiento Técnico N° 15 de CAMMESA, para la habilitación del personal de operaciones de Transener y Transba. Antes de su vencimiento, se revalidaron y habilitaron 117 operadores en Transener y 177 en Transba, lo que alcanza un total de 294 operadores habilitados para la operación del SADI de conformidad a los requisitos del Procedimiento Técnico N° 15 de CAMMESA.

• Continuar con la integración, al actual Sistema de Gestión, de los aspectos correspondientes a la Norma OHSAS 18001 para su oportuna implementación y certificación. Durante el año, se continuó con las actividades de verificación de aspectos inherentes a la Segu- ridad y Salud en el Trabajo (SST) en las inspecciones de instalaciones, en forma conjunta con los aspectos de calidad (ISO 9001), medio ambiente (ISO 14001) y seguridad pública (Res. Nº ENRE 57/2003) habituales. En los talleres de mejora, se realizaron actividades relacionadas con la Normativa ILO-OSH 2001/ OHSAS 18001.

• Mantener el enfoque de la gestión empresaria hacia la satisfacción de las expectativas de los clientes, en función de los resultados de las evaluaciones del servicio brindado, buscando la mejora continua. Continuando con la optimización de la evaluación del servicio brindado al cliente externo, se utilizó y mejoró la herramienta informática soportada en plataforma de Internet, ejecutada en forma centralizada desde Gestión de la Calidad para las direcciones y gerencias. Los resultados respectivos se incluyen en los informes de revisión por la Dirección.

• Sostener y reforzar el compromiso de los miembros de la Compañía con la RSE y los principios del Pacto Global. Desde el año 2004, está formalizada la adhesión al Pacto Global de Naciones Unidas manteniendo el cumplimiento de sus principios, sumado al accionar en RSE de la Compañía. Desde ese momento sostenemos y reforzamos el compromiso de respetar y difundir los 10 prin- cipios del Pacto Global, presentando anualmente las “Comunicaciones de Progreso” en que se detallan las acciones desarrolladas por la Compañía durante el último año en base a los principios antes mencionados. La comunicación correspondiente al año 2011 se presentó en Junio. Se continuaron desarrollando proyectos sociales, iniciados por los empleados de la Compañía en el ámbito de la República Argentina, donde la Compañía opera, como así también actividades de concientización y visitas a distintos emplazamientos operativos. Año tras año, se va incrementando la cantidad de proyectos sociales y el compromiso asumido por los empleados en la elaboración y ejecución de cada uno de los proyectos que inician, como así también su participación en las colectas que se realizan a voluntad.

• Promover la utilización efectiva de los indicadores de desempeño de los procesos de la Compañía y las herramientas de mejora, a través de las actividades de taller de los grupos interdisciplinarios. En los talleres de capacitación / concientización, se trabajó en la gestión efectiva de los grupos de mejora, desarrollando trabajos prácticos basados en ocurrencias/casos reales, relacionados con aspectos de calidad de servicio, impactos ambientales y seguridad ocupacional en situaciones de campo, para su análisis y resolución en equipo. 61

Otros Logros

• Se realizó la actualización de documentos del Sistema Integrado de Gestión en función de las necesidades particulares de cada área de la Compañía, totalizando 72 documentos actualizados: 39 en Transener y 33 en Transba. • Se concretó la Re-Codificación de todo el Sistema Documental del SIG, alcanzando un total de 506 documentos: 350 en Transener y 156 en Transba.

• Se logró la validación y certificación del plan de contingencias de la Compañía, según Res. del ENRE Nº 22/2010 y Nº 420/10, a través del ente auditor BVC Argentina.

• A solicitud de la Alta Dirección, se inició la integración de los Documentos de Gestión de Riesgos al SIG ISO 9001/14001/SST.

• Se mantuvo actualizada toda la información de Gestión de la Calidad, disponible en la página de Intranet. Se amplió el alcance de Intranet en CD, que emula la conexión con la red informática, para el uso en campo de las herramientas de Gestión y Aplicaciones del Sistema Integrado ISO 9001-14001-SP-SST, alcanzando en esta oportunidad al personal de la Gerencia de Obras.

Parámetros de comportamiento del Sistema Integrado

• No Conformidades

Este indicador (1 NC en el último período de revisión), demuestra que se ha logrado la estabilización de los procesos dentro de los límites de control establecidos. De acuerdo a la estadística histórica, y en particular al período que abarca desde el año 2003 al 2011, los límites máximos de variación son: Límite de Control Inferior (LCI) = 1 NC y Límite de Control Superior (LCS) = 9 NC por período de revisión; considerando condiciones normales de funcionamiento, fuera de este rango, estaríamos ante probables causas asignables.

Considerando la extensión y dispersión de los emplazamientos operativos de la Compañía y la cantidad de instalaciones y equipos para operar/mantener, se destaca que el número de No Confor- midades detectadas en el período de revisión (1 NC) es un excelente logro basado en la eficacia del sistema y efectividad de la capacitación.

Evolución de No Conformidades

No Conformidades 65 61 60 55 50 45 46 40 35 30 25 25

20 22 15 14

10 9 7 9 10 4 5 8 8 8 8 3 3 3 2 2 3 62 5 6 5 5 6 1 1 0 1 1 Oct-02 / Abr-03 Abr-04 / Oct-04 Abr-04 / Oct-08 Abr-08 Sep-03 / Abr-04 Sep-06 / Abr-07 Sep-07 / Abr-08 Abr-03 / Sep-03 Abr-03 / Sep-06 Abr-06 / Sep-07 Abr-07 Nov-05 / Abr-06 Nov-01 / Abr-02 Feb-00 Feb-00 / Ago-00 Feb-01 / Ago-01 Ago-99 / Feb-00 Ago-00 / Feb-01 May-02 / Oct-02 Oct-04 / May-05 Oct-08 / May-09 May-09 / Oct-09 Oct-09 / May-10 May-10 / Oct-10 Oct-10 / May-11 May-11 / Oct-11 Ago-01 / Nov-01 May-05 / Nov-05

Periodos de Revisión

No Conformidades Lineal (No Conformidades) Límite de Control Superior Límite de Control Inferior memoria / información contable 2011

• Acciones Correctivas y Preventivas

Del análisis del seguimiento de la evolución anual de Acciones Correctivas/Preventivas y de sus cau- sas, se concluye que las fuentes de origen de tales acciones, surgen principalmente de inspecciones de instalaciones, auditorías internas, externas y evaluaciones para la mejora.

Evolución anual de acciones correctivas - preventivas ISO 9001 - ISO 14001 - SST

Cantidad 240 de Acciones 220 201 200 190

180 168 163 157 160 144 144 140

120 109 104 100 84 80 65 73 63 58 60 50 35 40 53 53 57 27 42 44 20 37 38 3 21 0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Oct 2011

Acciones Correctivas Línea de tendencia (AC) Acciones Preventivas Línea de tendencia (AP)

• Inspección de Instalaciones

Este indicador general muestra que el proceso ha logrado su estabilización dentro de los límites es- tablecidos. De acuerdo a las estadísticas realizadas en los últimos años y en particular desde el año 2002, los límites se fijan en: Límite de Control Superior (LCS) = 95 % Satisfactorio por año y Límite de Control Inferior (LCI) = 84 % Satisfactorio, bajo condiciones normales de funcionamiento; fuera de este rango, estaríamos ante probables causas asignables.

Inspección de Instalaciones - Transener Diagrama de Tendencia Porcentual - Puntos Satisfactorios vs. Puntos Mejorables

100

90 91% 93% 92% 92% 93% 93% 92% 80 87% 84% 86%

70

60 63 50

40

30

20 16% 13% 14% 9% 10 7% 8% 8% 7% 7% 8%

0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Satisfactorio Límite de Control Inferior Lineal (Satisfactorio) Mejorable Límite de Control Superior Lineal (Mejorable) • Capacitación

Durante el año 2011, las Gerencias Regionales, el COT y el Centro de Trabajos con Tensión (CTcT), planificaron y desarrollaron la capacitación necesaria para la habilitación del personal que desarro- lla actividades críticas / procesos especiales, en un todo de acuerdo a los Procedimientos de aplica- ción para el cumplimiento de los requisitos internos y externos de la Compañía.

En los informes de evaluación de cada actividad, se realiza la medición de la efectividad de la capa- citación y las características particulares de las mismas.

Si bien el desarrollo de la capacitación 2011 se vio relativamente afectada por razones presupuesta- rias de la Compañía, el resultado total (cursos tipo 1-2-3) ha sido muy adecuado.

El plan de capacitación año 2011 “Talleres de Mejora del SIG ISO 9001/14001/RSE/SST”, dictado por Gestión de la Calidad en las distintas direcciones y gerencias de la Compañía se cumplió en un 100 %.

• Conciencia y Compromiso

La toma de conciencia por parte del personal y su involucramiento en la mejora continua del Sistema In- tegrado de Gestión, se ve materializada en el logro de la estabilización de los parámetros críticos del SIG.

El compromiso con la cultura de la calidad, el cuidado del medio ambiente y el resguardo de la se- guridad pública por parte de la Compañía, es un elemento determinante para superar exitosamente las auditorías externas de los Sistemas ISO 9001, 14001 y seguridad pública.

• Pacto Global - RSE

Se presentó la “Comunicación de Progreso” ante la Oficina de Pacto Global, correspondiente al período Mayo 2010 – Mayo 2011.

Se aprobaron, ejecutaron y/o se encuentran en desarrollo once (11) proyectos sociales presentados por los empleados de la Compañía; y se encuentran para revisión del área de Suministros Informáticos un (1) proyectos sociales, en el marco de las líneas de acción establecidas por la Dirección General.

Se continúa con el desarrollo de las actividades de concientización en establecimientos educativos y organizaciones civiles / sociales, fortaleciendo la difusión de la seguridad pública y la preservación del medio ambiente. Asimismo la Compañía tiene previsto recibir visitas de establecimientos educativos en sus emplazamientos, para continuar con la orientación técnica vocacional, asistencia de especialidades, comunicación del alcance de la actividad, y la proyección de la prestación del servicio de la Compañía hasta la comunidad.

64 memoria / información contable 2011

En Transener, se ejecutaron 85 proyectos sociales contabilizados a partir del año 2005, año en el cual se inician las acciones de RSE.

Los datos y registros correspondientes, se encuentran disponibles en Intranet, en el portal de Gestión de la Calidad “RSE”.

Los Objetivos aprobados por la Dirección General para el próximo año son:

Objetivos del Sistema de Gestión ISO 9001 / 14001 / RSE

• Mantener y reforzar el compromiso con la cultura de la Calidad, la preservación del medio ambien- te, el resguardo de la seguridad pública y la mejora continua, acorde a la Visión, Misión y Valores Corporativos. • Mantener y mejorar la Gestión Integrada de los Sistemas ISO 9001/14001/RSE de Transener – Transba, en el marco de cumplimiento de las políticas de la calidad, la ambiental y de seguridad pública de la Compañía. • Mantener las Certificaciones ISO 9001/14001 del Sistema Integrado de Gestión de Transener y Transba, superando las auditorías externas. • Actualizar y re-certificar el Sistema de Gestión de la Calidad de Transener y Transba de acuerdo a la Norma ISO 9001 antes del vencimiento de la vigencia de la certificación en curso. • Proseguir con la integración gradual al Sistema Integrado de Gestión, de los aspectos correspon- dientes a la Norma Internacional OHSAS 18001 para su oportuna implementación formal y certifi- cación. • Mantener la orientación de la Gestión Empresaria hacia la satisfacción de las expectativas de los clientes, en base a los resultados de las evaluaciones del servicio brindado, tendiendo a la mejora permanente. • Reforzar y sostener el compromiso de la Compañía con la RSE y los principios del Pacto Global. • Consolidar la gestión de los grupos de mejora, mediante actividades de talleres interdisciplinarios para utilización efectiva de los indicadores de comportamiento de los procesos esenciales de la Compañía.

MODALIDADES DE Remuneración DEL DIRECTORIO Y PRINCIPALES EJECUTIVOS 65 De acuerdo con el Art. 30 del estatuto de la Compañía, las remuneraciones de los miembros del Di- rectorio son fijadas por la Asamblea, debiendo ajustarse a lo dispuesto por el Art. 261 de la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550.

La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución mensual y una com- pensación variable anual. La retribución mensual se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado y la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo. La compensación variable anual consiste en un bono sujeto a objetivos vinculados a la performance ope- rativa y financiera de la Compañía, de las Direcciones y al cumplimiento de objetivos individuales. No existe en la Compañía ningún sistema de compensación mediante opciones. Política DE DIVIDENDOS

La Ley de Sociedades Comerciales de Argentina exige que no menos del 5% de las ganancias reali- zadas y líquidas que arroje el estado de resultados del ejercicio sean mantenidos como reserva legal hasta alcanzar el 20% del capital social. La declaración y pago de dividendos sobre las acciones ordina- rias de la Compañía se determina a través del voto de la mayoría de los tenedores de dichas acciones que voten como una única clase. Esta determinación por lo general sigue la recomendación anual del Directorio. Dado que los accionistas Clase “A” tienen derecho a nombrar a la mayoría de los miembros del Directorio, dichos accionistas Clase “A” tienen la facultad de aprobar o rechazar la declaración, monto y pago de los dividendos que abona la Compañía.

Transener no ha pagado dividendos desde el año 2002. Los términos del Contrato de Fideicomiso fechado el 30 de Junio de 2005 y del segundo convenio complementario al Contrato de Fideicomiso fechado el 02 de Agosto de 2011 contienen restricciones a la distribución de los mismos.

CONTROL INTERNO

Transener posee sistemas y procedimientos administrativos concebidos respetando los criterios básicos de control interno.

Asimismo, la Compañía ha contratado el servicio de auditoría interna a un estudio de auditores y consultores de primera línea con el objetivo de evaluar el control interno y de contribuir a minimizar el efecto que podrían generar los riesgos de la operación.

Comité de Auditoría En el marco del Régimen de Transparencia de la Oferta Pública establecido por el Decreto Nº 677/01 y Resoluciones Generales Nº 400/02 y 402/02, dictadas por la Comisión Nacional de Valores (CNV), con fecha 28 de Abril de 2004, la Asamblea General Extraordinaria de Accionistas aprobó modificar el Estatuto Social introduciendo la figura del Comité de Auditoría.

Anualmente, luego de la celebración de la Asamblea General Ordinaria, el Directorio de la Compañía designa a los directores que integrarán el Comité de Auditoría. El 15 de Febrero de 2011 el Comité aprobó su Plan de Actuación para el ejercicio 2011 y el 6 de Marzo de 2012 emitió su informe anual dando cuenta del tratamiento dado a las cuestiones de su competencia.

Comisión Fiscalizadora La fiscalización interna de la Compañía está a cargo de una Comisión Fiscalizadora compuesta de tres síndicos titulares y tres suplentes, elegidos por la Asamblea General Ordinaria por el término de un ejercicio en el desempeño de sus funciones, siendo reelegibles indefinidamente de acuerdo con el Estatuto Social.

66 memoria / información contable 2011

RESULTADOS económico–FINANCIEROS

La Compañía arrojó una pérdida neta consolidada de $ 68,3 millones correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011.

Los ingresos por ventas netas consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011 fueron de $ 628,3 millones, 7,6% superiores a los $ 583,8 millones del ejercicio anterior, debido principalmente a un incremento de: (i) $ 30,3 millones en el Canon por Cuarta Línea neto y (ii) $ 38,0 millones en los otros ingresos por ventas netos, netos de (iii) una disminución de $ 23.8 millones en los ingresos por servicio de transporte de energía eléctrica netos.

La disminución en los ingresos por servicio de transporte de energía eléctrica netos se debió princi- palmente a una disminución de (i) $ 34,2 millones en los ingresos percibidos por la aplicación de los Acuerdos Instrumentales firmados por Transener y Transba con la SE y el ENRE y (ii) $ 7,8 millones en Otros ingresos regulados, fundamentalmente debido a menores premios por calidad de servicios por $ 5,4 millones, netos de (iii) una disminución de $ 17,0 millones en el cargo por penalidades.

El aumento en el Canon por Cuarta Línea neto, retroactivo a Julio de 2010, se debió principalmente al reconocimiento y aprobación del aumento de mayores costos por parte del ENRE, a través de su Res. Nº 150/2011.

El aumento en los otros ingresos por ventas netos se debió principalmente a un incremento de: (i) $ 29,8 millones provenientes de los ingresos generados por Transener, fundamentalmente $ 12,6 millones en ingresos por servicios, $ 10,0 millones en ingresos por supervisión y $ 7,8 millones en in- gresos por obras y (ii) $ 8,1 millones en los ingresos generados por su sociedad controlada Transba.

Los costos operativos consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de Di- ciembre de 2011 fueron de $ 613,8 millones, 26,0% superiores a los $ 487,2 millones del ejercicio anterior, fundamentalmente debido a un incremento de: (i) $ 88,8 millones en Sueldos y contribucio- nes sociales y (ii) $ 13,7 millones en Materiales para obras.

Los otros ingresos y egresos consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011 representaron una pérdida neta de $ 0,0 millones, en comparación con la ganancia neta de $ 5,1 millones del ejercicio anterior, como consecuencia de la disminución de lo percibido en el presente ejercicio en concepto de recupero de siniestros.

Los resultados financieros consolidados correspondientes al ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011 representaron una pérdida neta de $ 67,7 millones, en comparación con la pérdida de $ 6,6 millones del ejercicio anterior, debido principalmente a (i) una disminución de $ 48,0 millones en intereses financieros generados por activos principalmente debido al menor reconocimiento de ingresos financieros provenientes de los Acuerdos Instrumentales firmados con la SE y el ENRE y (ii) un aumento de $ 11,1 millones en la pérdida por diferencias de cambio netas.

El cargo por Impuesto a las Ganancias correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011 representó una ganancia de $ 8,9 millones, en comparación con la pérdida de $ 53,1 millones del ejercicio anterior, principalmente debido a una disminución de $ 22,5 millones en el cargo por impuesto diferido y de $ 39,5 millones en el impuesto a las ganancias a pagar. 67 Índices comparativos

El siguiente cuadro resume los índices consolidados e individuales obtenidos durante los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2011 y 2010.

Individual Consolidado 2011 2010 2011 2010

Solvencia (a) 119 % 136 % 112 % 129 % Endeudamiento (b) 84 % 74 % 89 % 78 % Liquidez corriente (c) 194 % 123 % 190 % 128 % Razón del patrimonio al activo (d) 54 % 58 % 52 % 55 % Razón de inmobilización de activo o del capital (e) 87 % 90 % 84 % 87 % Rentabilidad (f) (7)% 6 % (7)% 7 % Apalancamiento o "leverage" financiero(g) 2,3 x 3,7 x 2,2 x 4,1 x Rotación de los activos (h) 0,3 x 0,2 x 0,3 x 0,3 x

(a) Solvencia: Patrimonio neto/Pasivo total (b) Endeudamiento: Pasivo total/Patrimonio neto (c) Liquidez: Activo corriente/Pasivo corriente (d) Razón del Patrimonio Neto: Patrimonio Neto/Total Activo (e) Inmovilización del capital: Activo no corriente/Total del activo (f) Rentabilidad: Resultado del ejercicio excluido el Impuesto a las Ganancias / Patrimonio neto 68 excluido el resultado del ejercicio (g) Apalancamiento: EBITDA Ajustado (1) / Intereses generados por pasivos (h) Rotación de los activos: Ventas/Activo total

(1) EBITDA Ajustado: ganancia operativa más depreciación y amortización, más la porción de interés correspondiente al ajuste por el Indice de variación de costos (IVC) memoria / información contable 2011

Estructura patrimonial comparativa con el ejercicio anterior (en Pesos):

Individual Consolidado 2011 2010 2011 2010

Activo corriente 250.110.559 193.839.457 307.758.692 253.936.531 Activo no corriente 1.617.780.055 1.686.923.229 1.651.844.388 1.712.908.293

Total del activo 1.867.890.614 1.880.762.686 1.959.603.080 1.966.844.824

Pasivo corriente 128.817.915 157.747.519 162.092.626 198.375.956 Pasivo no corriente 724.867.412 640.531.344 742.803.648 642.519.809

Total del pasivo 853.685.327 798.278.863 904.896.274 840.895.765 Participación Minoritaria 0 0 40.501.519 43.465.236 Patrimonio neto 1.014.205.287 1.082.483.823 1.014.205.287 1.082.483.823

Total 1.867.890.614 1.880.762.686 1.959.603.080 1.966.844.824

Estructura de resultados comparativa con el ejercicio anterior (en Pesos):

Individual Consolidado 2011 2010 2011 2010

Resultado operativo ordinario 52.787.176 100.818.856 14.419.740 96.587.457 Resultados financieros y por tenencia ( 79.383.890) ( 23.764.321) ( 67.737.582) ( 6.609.139) Otros ingresos y egresos ( 112.685) 5.088.668 ( 31.253) 5.170.100 Resultado neto ordinario ( 26.709.399) 82.143.203 ( 53.349.095) 95.148.418 Resultados extraordinarios 0 0 0 0 Subtotal ( 26.709.399) 82.143.203 ( 53.349.095) 95.148.418 Resultado por participación en sociedades controladas ( 45.857.974) ( 17.890.788) 0 0 Resultado por desvalorización de inversión 0 0 ( 26.030.256) ( 18.039.927) en sociedad controlada Participación minoritaria en sociedades controladas 0 0 2.184.937 ( 819.769) Subtotal ( 72.567.373) 64.252.415 ( 77.194.414) 76.288.722 Impuesto a las ganancias 4.288.837 ( 41.043.979) 8.915.878 ( 53.080.286) 69 Resultado neto (ganancia/pérdida) ( 68.278.536) 23.208.436 ( 68.278.536) 23.208.436 Estructura de la generación o aplicación de fondos comparativa con el ejercicio anterior (en Pesos):

Individual Consolidado 2011 2010 2011 2010

Fondos generados por (aplicados a) las actividades operativas 75.684.957 108.775.348 47.815.251 93.486.220 Fondos generados por (aplicados a) las actividades de inversión ( 69.678.927) ( 44.926.859) ( 78.635.928) ( 52.837.520) Fondos generados por (aplicados a) las actividades de financiación 24.554.624 ( 24.862.893) 60.466.848 4.062.255 Total de fondos generados (aplicados) durante el ejercicio 30.560.654 38.985.596 29.646.171 44.710.955

70 memoria / información contable 2011

PERSPECTIVAS PARA EL FUTURO

Durante el presente ejercicio las actividades se continuaron desarrollando en un escenario de inesta- bilidad en las regulaciones. El incumplimiento de los compromisos asumidos por el Estado Nacional en las Actas Instrumentales sumado a los ajustes en los costos y salarios deterioraron los resultados operativos de la Compañía.

Así, y a pesar de que Transener y Transba han firmado los Acuerdos Instrumentales con la SE y el ENRE a fines del año 2010, la Compañía continúa realizando un esfuerzo muy grande para prestar el servicio público de transporte de energía eléctrica a su cargo, el cual durante el 2011 ha supe- rado con profesionalismo los índices de eficiencia que se establecen en su contrato de concesión manteniéndolos en niveles que, tanto nacional como internacionalmente, marcan un desempeño sobresaliente.

Ello fue posible, gracias al importante aporte de sus accionistas y acreedores en la recomposición del perfil financiero de la Compañía y al empeño de su personal, todo lo cual consolida un claro posicionamiento y compromiso hacia el futuro.

Es muy importante remarcar que en adición al excelente desempeño técnico, la Compañía ha desa- rrollado sistemas de identificación de riesgos y mecanismos de administración continua, entre los cuales se destacan sus procedimientos de control a los requerimientos de la Ley Sarbanes-Oxley.

Asimismo, durante el año 2011 la Compañía reestructuró parcialmente su deuda financiera con vencimiento en 2016 llevando las mayores obligaciones de deuda para el año 2021.

La Compañía posee una sólida base sobre la cual aspira a lograr en el futuro la recomposición de la ecuación económico –financiera de su Contrato de Concesión. Para ello será necesario que en el futuro –contemplando sus necesidades y la de los usuarios- se de cumplimiento en tiempo y forma a los compromisos de los Acuerdos Instrumentales, a la vez que se establezca un proceso razonable que efectivamente concluya en la RTI.

Aún pasando por momentos de crisis, los accionistas creen firmemente en el crecimiento de los negocios de la Compañía y en que la política energética definitivamente estará siendo orientada a acompañar el crecimiento con reglas claras y estables para el futuro y la Compañía está confiada y consistentemente trabajando para ello.

Si bien los antecedentes de los últimos años son de una marcada incertidumbre regulatoria y su im- pacto resultaron inexorables en los resultados de la Compañía, las características de su negocio, el esfuerzo puesto en la constante mejora, la importancia económica de su actividad, y la confianza en la resolución paulatina de un adecuado Marco Regulatorio, hacen tener fundamentadas esperanzas en el futuro.

71 PROPUESTA DEL DIRECTORIO

Considerando que el saldo de la cuenta Resultados No Asignados al 31 de Diciembre de 2011 arrojó una pérdida de $ 68.278.536, el Directorio propone que dichos resultados sean destinados a nuevo ejercicio.

Del resultado neto del ejercicio han sido deducidos los honorarios del Directorio y de la Comisión Fiscalizadora, los cuales se encuentran sujetos a aprobación de la Asamblea de Accionistas.

Este ha sido un nuevo año de grandes desafíos y no podrían haberse superado con éxito sin el esfuerzo del grupo humano con el que cuenta la Compañía. A ellos y a sus clientes y proveedores, el más cálido agradecimiento.

Buenos Aires, 6 de Marzo de 2012 El DIRECTORIO

Lic. Gabriel Cohen Director

72 memoria / información contable 2011

INFORME DE GOBIERNO SOCIETARIO DE

COMPAÑÍA de TRANSPORTE de ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER tSOCIEDAD ANÓNIMA

RESOLUCIÓN GENERAL N° 516/07 DE LA COMISIÓN NACIONAL DE VALORES

ÍNDICE

I. ÁMBITO DE APLICACIÓN 1) Relación Emisora – Grupo Económico. 2) Inclusión en Estatuto Societario.

II. DEL DIRECTORIO EN GENERAL 3) Responsable por la estrategia de la Compañía. Control de Gestión. Información y Control Interno. Gestión de Riesgos. 4) Comité de Auditoría. 5) Cantidad de integrantes del Directorio. Integración del Directorio. 6) Pertenencia a diversas sociedades. 7) Evaluación de Desempeño del Directorio. 8) Capacitación y Desarrollo de Directores y Ejecutivos Gerenciales.

III. INDEPENDENCIA DE LOS DIRECTORES 9) Directores Independientes. Proporción de Directores Independientes. 10) Reuniones de Directores Independientes. 11) Designación de Ejecutivos Gerenciales.

IV. RELACIÓN CON LOS ACCIONISTAS 12) Información a los accionistas. Atención a Inquietudes y Consultas de los Accionistas. 13) Participación de Accionistas Minoritarios en las Asambleas. 14) Mercado de control. 15) Política de Dividendos.

V. RELACIÓN CON LA COMUNIDAD 16) Comunicación vía Internet. Seguridad.

VI. COMITÉS 17) Presidencia del Comité de Auditoría por un Director Independiente.

VII. COMISIÓN FISCALIZADORA Y AUDITORES EXTERNOS 18) Rotación de Síndicos y Auditores Externos. Doble Carácter de Síndico y Auditor.

VIII. SISTEMAS DE COMPENSACIÓN 19) Sistemas de Compensación. Comités de Remuneraciones, de Nombramientos y Gobierno Societario.

73 I. Ámbito DE Aplicación

1) Relación Emisora – Grupo Económico

En un todo de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 73 de la Ley 17.811 (según la modificación establecida por el Decreto del Poder Ejecutivo Nacional Nº 677/2001, Régimen de Transparencia de la Oferta Pública), el Directorio, con anterioridad al perfeccionamiento de cualquier operación entre partes relacionadas por montos relevantes, somete las mismas a dictamen previo del Comité de Auditoría, al cual se le brinda toda la información relevante vinculada a la operación, así como toda información y/o documentación adicional y/o aclaración que dicho órgano considere pertinente a los fines de permitir la emisión de su opinión fundada al respecto.

Asimismo, en dichas ocasiones, las operaciones con partes relacionadas por montos relevantes son comunicadas a la CNV y a los mercados en los cuales la Sociedad cotiza sus valores bajo la modali- dad de “hecho relevante” conforme el Decreto N° 677/2001.

Las principales operaciones efectuadas por Transener con sociedades comprendidas en el artículo 33 de la Ley 19.550 y/o con otras partes relacionadas se encuentran reflejadas en las notas de los esta- dos contables, tanto los confeccionados por períodos intermedios como los anuales, de la Sociedad.

Transener posee políticas de observancia minuciosa de la legislación aplicable, a efectos de desarro- llar sus actividades y de brindar la información de manera diligente, veraz, transparente y oportuna sobre las transacciones y los resultados de las operaciones. En tal sentido, cuenta con una Política de Actos con Partes Relacionadas, por medio de la cual se establecen los distintos procedimientos específicos preestablecidos, destinados a la consideración y aprobación de actos a celebrarse entre la Sociedad y una o más de sus Partes Relacionadas.

Las operaciones con compañías afiliadas y vinculadas consisten principalmente en la compra-venta de bienes y servicios y la celebración de acuerdos de mutuo tanto en calidad de colocador/acreedor como en calidad de tomador/deudor, procurando mantener un equilibrio económico-financiero que no afecte la posición de la Sociedad o la de sus afiliadas o vinculadas. Transener ha celebrado con los Accionistas de su sociedad controlante, Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A., convenios operativos a través de los cuales los mismos proveen servicios, experiencia y “know how” con respecto a determinadas actividades llevadas a cabo por la Sociedad. Por otra parte, se hace constar por el presente que Transener, al 31 de Diciembre de 2011, ha otorgado préstamos a Transener Internacional Ltda. por un monto total de US$ 6,6 millones.

La Sociedad no ha celebrado operaciones con sus administradores ni resulta probable que lleve a cabo operación alguna en el futuro. No obstante lo expuesto, en el supuesto que tuviere lugar una operación de este tipo, la Sociedad, a través de sus órganos societarios velará por el estricto cumpli- miento de las disposiciones del artículo 271 de la Ley Nº 19.550.

2) Inclusión en Estatuto Societario

El Estatuto Social de la Compañía contiene en su articulado las disposiciones y demás referencias exigidas por la legislación y demás regulaciones y/o reglamentaciones vigentes. Asimismo, cuenta con ciertas nor- mas de Gobierno Societario exigidas, entre ellas, las que reglan la integración y el funcionamiento de los principales órganos societarios, es decir: la Asamblea de Accionistas, el Directorio, el Comité de Auditoría 74 y la Comisión Fiscalizadora (para mayor información sugerimos consultar el texto del Estatuto Social en la página web de la Comisión Nacional de Valores, sección emisoras). En tal sentido, si bien el Estatuto Social no contiene disposiciones expresas que obliguen a los accionistas y a los integrantes del Directo- rio, del Comité de Auditoría y de la Comisión Fiscalizadora a informar acerca de sus intereses personales vinculados con las decisiones que les sean sometidas a fin de evitar conflictos de interés, son plenamente aplicables a todas y cada una de las votaciones las previsiones de los artículos 241, 248 y 272 de la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550 así como las demás normas concordantes y complementarias.

El Directorio considera que, los Estatutos Sociales, el marco normativo aplicable vigente (esto es, la Ley de Sociedades Comerciales Nº 19.550 –artículos 271, 272 y 273, entre otros- y el Decreto PEN memoria / información contable 2011

677/2001) y los demás instrumentos de los que se vale la Sociedad para regular el accionar de los órganos societarios, en particular, el Contrato de Concesión otorgado por el Estado Nacional; y, en forma individual, de los Directores y de los demás funcionarios de la Sociedad, brindan un marco normativo suficientemente claro, sólido y abarcativo, motivo por el cual no considera necesaria la inclusión de previsiones de Gobierno Societario en los Estatutos Sociales adicionales a las actual- mente contenidas en el mismo.

Lo anterior, en virtud de que la inclusión expresa de la totalidad de las referidas previsiones en los Estatutos Sociales no equivaldría a brindar mayor exigibilidad u obligatoriedad a la normativa citada ni representaría valor agregado alguno.

Por otra parte, la inclusión de la totalidad de las previsiones de Gobierno Societario brindaría a la Sociedad una rigidez contraria al dinamismo de las normas de Gobierno Corporativo.

Por último, tal como se indica más adelante, la Sociedad ha implementado políticas y procedimien- tos internos de actuación y reporte a fin de mantener un debido control de las acciones de los administradores y funcionarios. Entre otros puede hacerse mención a: (i) el Código de Ética, en el cual se establecen normas y procedimientos específicos ante distintas circunstancias y/o eventos que pudieren afectar a la Compañía y/o a las personas que la integran y/o a sus accionistas, y (ii) la Política de Actos con Partes Relacionadas, tal lo descripto en el apartado 1) anterior.

II. DEL DIRECTORIO EN GENERAL

3) Responsable por la estrategia de la Compañía

La administración y representación de la Sociedad se encuentra a cargo del Directorio de la misma, el cual, a su vez, define y aprueba políticas y estrategias generales. Por su parte, el responsable por la implementación o puesta en práctica de las políticas y estrategias de la Compañía es, en primer término, el Director General de la misma, con reporte directo al Directorio, y/o, en segundo término, los directores y/o gerentes de áreas específicas, con reporte al Director General. Éste último fun- cionario es quien debe reportar al Directorio de los métodos, grado y/o las demás vicisitudes en la implementación de las mismas.

Regularmente, el Directorio aprueba el Presupuesto Anual, el cual contiene el plan estratégico o de negocios, los objetivos de gestión y presupuesto anuales, las políticas de inversiones y financiación; de gobierno societario; de responsabilidad social empresaria, las de control y gestión de riesgos y toda otra que tenga por objeto el seguimiento periódico de los sistemas internos de información y control, y fija los Objetivos para cada ejercicio específico teniendo en cuenta para ello no sólo las exigencias derivadas de su relación contractual con el Concedente sino también la coyuntura política, económica y social como así también las necesidades técnicas y de servicio existentes en cada momento.

En lo que respecta al Presupuesto Anual para el año 2012, corresponde señalar que el Directorio ha tomado conocimiento de su proyecto con fecha 13 de Diciembre de 2011, encontrándose el mismo aún pendiente de aprobación definitiva por parte de dicho órgano. Sin perjuicio de ello, y en atención a que la falta de aprobación del presupuesto implica comenzar el ejercicio 2012 sin la aprobación del mismo, el Directorio ha autorizado a la Dirección General de la Sociedad a realizar -preventi- vamente durante el período Enero –Abril 2012- los gastos operativos conforme las previsiones del 75 proyecto de presupuesto para el ejercicio 2012.

Con respecto a las inversiones realizadas por la Sociedad, cabe tener presente que existen dos tipos de ellas, las regulatoriamente impuestas, las cuales son exigidas por el Concedente a través de la Se- cretaría de Energía de la Nación y/o del Ente Nacional Regulador de la Electricidad, y que surgen del Contrato de Concesión o de las revisiones tarifarias periódicas; y las facultativas, las cuales si bien son emprendidas por la Compañía para el mantenimiento de la calidad de servicio y la protección de los activos de la Sociedad, no se encuentran incluidas entre las inversiones de orden obligatorias. En lo que respecta a la financiación de la Sociedad, el Directorio evalúa en forma periódica el más eficiente modo de resolver las distintas cuestiones financieras.

Con relación a la política de gobierno societario, el Directorio hace suyas y procura el cumplimiento -en todos los ámbitos de la Compañía- de las políticas y demás obligaciones de gobierno societario emergentes de la normativa societaria, regulatoria, de transparencia y del mercado de capitales, así como del Pliego de Bases y Condiciones y del Contrato de Concesión, y ha implementado como polí- tica propia la elaboración y/o actualización periódica del informe de gobierno societario así como la actualización periódica de su Código de Ética, mediante los cuales se pretende regular las relaciones de la Compañía tanto internamente, es decir, en lo que respecta a las relaciones de la Compañía con sus empleados y en las de los empleados entre sí y/o con terceros, como externamente, esto es, en sus relaciones con el mercado y con la totalidad de las comunidades y/o personas físicas y/o jurídicas con las que deba interactuar a los fines del cumplimiento de las actividades que comprenden su objeto social y el de sus sociedades controladas.

En materia de Responsabilidad Social Empresaria, el Directorio ha establecido y procura el cumpli- miento por parte de las personas que desarrollan actividades y/o representan a la sociedad ante terceros, políticas en materia de profesionalismo, dedicación, no discriminación, acoso o violencia en el ámbito laboral, con el fin de que las personas que integran la Compañía presten sus actividades en un ambiente sano y agradable de trabajo, en pos de que el servicio público a cargo de la sociedad, sea prestado en una forma eficiente, profesional y en función y con conciencia de que el mismo tiene por fin el beneficio último de la sociedad. En este sentido, la Compañía ha acentuado la generali- zación de políticas de seguridad, salud ocupacional y gestión ambiental iniciadas años atrás por la misma. Las actividades desarrolladas estuvieron orientadas hacia el control del mantenimiento de los avances logrados al presente, así como al desarrollo y eventual implementación de nuevas tareas perfeccionadas o superadoras de las originalmente llevadas a cabo, con el único fin de impulsar una gestión de mejoramiento continuo. A los fines antes expuestos, se brinda información a cada uno de los trabajadores de la sociedad y se capacita tanto a supervisores como a los instructores encargados de realizar reuniones periódicas para cerciorar la correcta interpretación y aplicación de las mismas. Las actividades de la Compañía están descriptas en los procedimientos y políticas de calidad certificados bajo Normas de Calidad ISO 9.000.

Es política de la Compañía que los miembros del Directorio y los ejecutivos con cargos directivos y/o gerenciales de la Sociedad sean designados y, en su caso, escogidos, entre profesionales con experien- cia, conocimientos y capacidad adecuada para el desempeño de sus funciones, los cuales se mantie- nen actualizados en todos los temas que hacen a las mismas, especialmente en lo referido a política, economía y regulaciones energéticas. Dado que los miembros del Directorio son personas nominadas para el cargo por los accionistas de la Compañía, por lo general, su capacitación es una preocupación y empeño de éstos últimos. Sin perjuicio de ello, la Compañía posee políticas que propenden y favorecen al enriquecimiento del conocimiento de sus Directores y del personal jerárquico de la misma.

4) Control de Gestión

El Directorio revisa periódicamente la implementación de las políticas y estrategias generales. Las operaciones de la Compañía se ven reflejadas en los estados contables trimestrales y anuales co- rrespondientes.

El Directorio de la Sociedad se vale de las distintas direcciones, gerencias o áreas, entre ellas, la Direc- 76 ción General, las de Planeamiento y Control de Gestión, Ingeniería Regulatoria, Desarrollo de Negocios, Técnica, Obras, Administración y Finanzas, Recursos Humanos, Asuntos Legales, a los fines de diseñar, perfeccionar, ejecutar las políticas y estrategias generales y, en su caso, atender las distintas circuns- tancias y/o hechos que afectan su implementación, proponiendo constantemente cambios, mejoras, y/o alternativas de acción, cuyo fin último es el cumplimiento de los objetivos o metas establecidos.

El Directorio debe verificar la implementación de dichas estrategias y políticas, el cumplimiento del presupuesto y del plan de operaciones, y controlar el desempeño de la gerencia, lo que comprende que ésta cumpla los objetivos fijados incluyendo las utilidades previstas, respetando el interés social de la Compañía. memoria / información contable 2011

El Control de gestión es realizado, en una primer fase, por el área de Planeamiento y Control de Gestión, la cual, de acuerdo a las políticas y estrategias dictadas y desarrolladas por el Directorio, confecciona el Presupuesto anual, y con posterioridad se encarga de realizar la medición económica y financiera de las actividades, analizando los desvíos y proponiendo las correcciones necesarias. Las actividades del área están descriptas en los procedimientos y políticas de calidad certificados bajo Normas de Calidad ISO 9.000.

La evolución y verificación del cumplimiento del presupuesto y del plan de operaciones e inversiones y el control de desempeño de cada una de las gerencias es realizado por el Directorio en cada una de sus reuniones mensuales, lo cual brinda la posibilidad de mantener un estricto y completo segui- miento y control de las políticas y estrategias de la Compañía.

5) Información y Control Interno. Gestión de Riesgos

El Directorio cuenta con políticas de control y gestión de riesgos que son actualizadas permanente- mente conforme con las mejores prácticas en la materia y son supervisadas a través del Comité de Gestión y Control y el Director General de la Compañía.

El principal bien resguardado por la Compañía, amén de la salud y seguridad de sus empleados, es el medio ambiente. A dicho efecto, la misma cuenta con políticas de preservación y actuación de estricto cumplimiento, que se encuentran sujetas a constante control por parte de las áreas internas de la Compañía y, con regularidad estatutaria, por el Directorio.

Adicionalmente la Sociedad posee un instrumento de trabajo denominado “Tablero de Con- trol” del cual surgen las mediciones de las distintas actividades (reguladas, no reguladas y no tarifadas) tanto en sus ingresos como en sus costos. El Tablero de Control resulta una impor- tante herramienta de gestión interna, dada la transparencia que dicho instrumento brinda a los efectos del seguimiento de la actividad de las distintas áreas que integran el organigrama de la Sociedad. Por otra parte, el área de Planeamiento y Control de Gestión elabora la infor- mación mensual y proyectada que es presentada en cada una de las reuniones del Directorio de la Sociedad.

Asimismo, la Sociedad ha contratado el servicio de auditoría interna a un estudio de auditores y consultores de primera línea con el objetivo de evaluar el control interno y de contribuir a minimizar el efecto que podrían generar los riesgos de la operación.

En materia de seguimiento, control y supervisión periódicos de los sistemas internos de infor- mación y control y del cumplimiento de las políticas y estrategias, en sus reuniones mensuales estatutariamente establecidas, el Directorio lleva a cabo una verificación de grado de implemen- tación, cumplimiento, resultados y evolución, así como un pormenorizado análisis de la informa- ción brindada a través de de los sistemas antes mencionados. En tal oportunidad, el Directorio controla asimismo las actividades de las gerencias que integran el organigrama de la Compañía, comparando su desempeño en el mes inmediato anterior e instruyendo rectificaciones respecto de las actividades ejecutadas y/o dictando nuevas directrices para mejorar el desempeño de las distintas gerencias.

Habiendo la Compañía concluido con el Proceso de Evaluación de Riesgos iniciado en Diciem- bre de 2008 -que incluyó la finalización de la Matriz de Riesgos, el análisis individual de cada uno de los riesgos, el relevamiento de controles existentes, y la determinación de nuevos con- 77 troles, responsabilidades, tiempos y acciones a seguir-, corresponde señalar que durante el año 2011, y siguiendo con el avance en las políticas de control y gestión de riesgos, Transener procedió (i) a la conformación de un Comité de Riesgos, (ii) a la designación del representante de la Dirección General, (iii) a ejecutar el correspondiente proceso de análisis, revisión y ac- tualización de la Matriz de Riesgos, (iv) a llevar a cabo reuniones y charlas de concientización sobre riesgos, (v) a la definición de la metodología de control y mejora de la Gestión de Riesgos, (vi) a la definición e implementación de procedimientos para la gestión, y (vii) a la gestión de acuerdos con terceros. 6) Comité de Auditoría

El artículo 30 del Estatuto Social, en cumplimiento del requerimiento del artículo 15 del Decreto PEN 677/2001, contempla la creación del Comité de Auditoría y regula su conformación y funcionamiento.

El citado Comité se encuentra compuesto por tres (3) miembros del Directorio con conocimientos y experiencia en temas energéticos, empresarios, financieros o contables, los cuales son elegidos por el Directorio, de entre sus miembros, por mayoría simple de sus integrantes. Los integrantes del Comité pueden ser propuestos por cualquiera de los miembros del Directorio.

En la actualidad tres (3) de los integrantes del Directorio, los cuales son asimismo miembros titulares del Comité de Auditoría, revisten el carácter de independientes, -lo cual asegura el cumplimiento de las exigencias del artículo 15 del Decreto PEN 677/2001 y el Artículo 14°, Apartado III.8.2., Capítulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores.

La forma de actuación del Comité de Auditoría se encuentra reglamentada por el Estatuto Social (ar- tículo 30), por el Plan de Actuación, que es elaborado en forma anual por dicho Comité y elevado al Directorio y a la Comisión Fiscalizadora para su conocimiento; y por el Reglamento Interno del Comité.

Tal como se encuentra dispuesto en el Reglamento del Comité de Auditoría, se debe labrar un acta por cada reunión celebrada, lo cual favorece al control de gestión de dicho organismo societario.

Desde su incorporación a los Estatutos Sociales en el año 2004, la designación de los miembros del Comité de Auditoría ha sido resuelta por unanimidad de votos, lo cual demuestra el grado de com- promiso con la normativa legal por parte de los accionistas de la compañía como de los integrantes del Directorio.

7) Cantidad de integrantes del Directorio. Integración del Directorio

El Estatuto Social establece, en su artículo 20°, que la administración de la Sociedad está a cargo de un Directorio compuesto por nueve (9) Directores Titulares y nueve (9) Directores Suplentes desig- nados por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, más específicamente, por las Asambleas Especiales Ordinaria de clases accionarias. Lo anterior, en virtud que el paquete accionario de la Sociedad se encuentra dividido en acciones Clase A (equivalentes al 51% del Capital Social) y ac- ciones Clase B (equivalentes al 49% del Capital Social), a cuyo efecto, los Estatutos Sociales prevén la designación de directores por clases de acciones. En tal sentido, los accionistas de la Clase “A”, como grupo de accionistas de la Clase, tienen derecho a elegir cinco (5) Directores Titulares y cinco (5) Directores Suplentes; y, por su parte, los accionistas de la Clase “B”, como grupo de accionistas de la Clase, tienen derecho a elegir cuatro (4) Directores Titulares y cuatro (4) Directores Suplentes.

En cada ocasión que la Asamblea de Accionistas designa a una persona para integrar el Directorio de la Sociedad, los accionistas de la Clase accionaria respectiva indican, y dejan constancia expresa en el acta de asamblea respectiva, acerca de la condición de independiente o no independiente de cada una de las personas designadas, según sea el caso, en un todo de acuerdo con lo requerido por la Resolución General 340 de la Comisión Nacional de Valores (Criterios de Independencia de los Directores y Administradores, Artículo 11°, Apartado III.6, Capítulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores).

78 El Directorio, en todo momento, se encuentra compuesto por los directores designados por la Asam- blea de Accionistas, dentro de los límites establecidos por el estatuto social. Ante la renuncia o revocación del nombramiento de alguno de los miembros del Directorio, la Asamblea de Accionistas procura reemplazar a la brevedad el cargo vacante.

Conforme fuera indicado anteriormente (punto 6 precedente), la Asamblea de Accionistas siempre procura designar suficientes directores con carácter independiente, a fin de que los mismos integren, a su vez, el Comité de Auditoría, y, de esta forma, se dé cumplimiento cabal y permanente a las disposiciones del Régimen de Transparencia de la Oferta Pública. memoria / información contable 2011

El Estatuto Social establece disposiciones específicas en relación con la cantidad de miembros de carácter independiente para integrar el Directorio, requiriendo un número suficiente de directores independientes. El Directorio, a efectos de llevar a cabo su misión en forma efectiva y eficiente, ha constituido las distintas direcciones y gerencias que integran el organigrama de la Compañía. Por su parte, el Estatuto Social, tal lo indicado en el apartado 6 del presente informe, prevé la conforma- ción, integración y funcionamiento del Comité de Auditoría.

El Directorio considera que la estructura establecida estatutariamente para el órgano de adminis- tración, tanto en lo concerniente al número de sus integrantes como al número de miembros inde- pendientes, es adecuada para el desarrollo y cumplimiento de las funciones asignadas estatutaria y legalmente y que no resulta necesario modificar la misma.

8) Integración del Directorio

En la actualidad, el Directorio de la Sociedad no cuenta entre sus integrantes con Directores que en el pasado hayan desempeñado funciones ejecutivas en la misma.

Por otro lado, el Directorio deja constancia de que no existe política alguna referida a la composición del órgano de administración con ex-ejecutivos.

El Directorio considera que, si bien la designación de los miembros del Directorio es una potestad exclusiva de los accionistas de la Compañía, y no obstante la ausencia de una política expresa en tal sentido, la incorporación de miembros en el Directorio con antecedentes ejecutivos en la Compañía podría resultar eventualmente de provecho por cuanto los mismos serían capaces de aportar al órgano de administración conocimientos y experiencia en materia de gestión interna y una visión del negocio desde otro ángulo.

9) Pertenencia a diversas sociedades

La Sociedad no posee, respecto de los integrantes del Directorio y/o de la Comisión Fiscalizadora, política restrictiva alguna en lo que respecta al desempeño de las funciones de director y/o síndico en otras sociedades.

Si bien, a los fines de su designación, se tiene en cuenta el profesionalismo, capacidad y dedicación de las personas propuestas para integrar el Directorio y, por ende, para el cumplimiento de las fun- ciones y/o responsabilidades asignadas, ello no impide o imposibilita que los mismos ejerzan cargos semejantes en otras sociedades.

El Directorio considera que no existen dificultades ni genera inconvenientes el hecho de que los directores y/o síndicos desempeñen funciones como tales en un número limitado de entidades, siempre que dichas funciones se lleven a cabo respetando las normas que regulan las eventuales incompatibilidades o que las mismas no impliquen conflicto de interés de algún tipo con la Sociedad. En tal sentido, el Directorio entiende que, a través de las disposiciones de la Ley de Sociedades Comerciales y del Código de Ética, principalmente en materia de conflicto de interés y de tiempo de dedicación al cargo, se encuentran suficientemente resguardados el funcionamiento eficaz del Directorio y los intereses de la Compañía.

10) Evaluación de Desempeño del Directorio

El Directorio no posee ni ha desarrollado regla o procedimiento específico alguno destinado a la 79 evaluación de desempeño de los integrantes, ya que la misma es llevada a cabo por los Accionistas de la Compañía en cada oportunidad que tiene lugar la consideración de su gestión en ocasión de la celebración de la Asamblea General Ordinaria anual.

El Directorio con una periodicidad anual confecciona su Memoria, la cual es incorporada a los Es- tados Contables anuales que son sometidos a la consideración de la mencionada asamblea. En la misma, el Directorio describe su actuación y resultados de la gestión del ejercicio anterior a efectos de brindar una guía adecuada y suficiente para permitir la evaluación del desempeño de sus inte- grantes por parte del Directorio. El Directorio considera que no resulta relevante a los fines de la gestión de la Compañía y/o de la evaluación del desempeño de sus miembros la elaboración de otro informe o documento separado de auto evaluación. Tal evaluación es realizada, anualmente, a través de la confección de la memo- ria, y con una periodicidad más frecuente, en sus reuniones de Directorio, a cuyo efecto se redactan las actas de reunión respectivas, dado que en todas y cada una de las reuniones de Directorio se analiza la evoluciones de las actividades, políticas y estrategias comparándolas con el presupuesto o plan anual respectivo.

11) Capacitación y Desarrollo de Directores y Ejecutivos Gerenciales

Dado que, como fuera descripto en el punto 3 “in fine”, el Directorio se encuentra integrado por profesionales y/o personalidades del ámbito empresarial con experiencia, conocimientos y capacida- des en temas energéticos, empresarios, financieros o contables, la Sociedad no posee -en principio- programas y/o planes de capacitación para los mismos. No obstante lo anterior, la Sociedad fomenta la especialización y ampliación de conocimientos por parte de sus funcionarios y demás empleados, mediante la autocapacitación, brindando facilidades materiales para ello y flexibilizando las exigen- cias de las jornadas laborales. Sin perjuicio de lo anterior, la Compañía mantiene permanentemente actualizados a los integrantes del Directorio en temas vinculados a la operación y gestión del mer- cado eléctrico y a la actualidad regulatoria, económica y política.

III. INDEPENDENCIA DE LOS DIRECTORES

12) Directores Independientes

Tal como fuera manifestado anteriormente en el presente informe, los Accionistas velan -en cada ocasión que resulta necesaria la designación y/o reemplazo de Directores de la Sociedad- por cum- plir con las exigencias legales en cuanto a la nominación y designación de directores de carácter in- dependiente en las proporciones necesarias dispuestas en el artículo 15 del Decreto PEN 677/2001, el Artículo 11°, Apartado III.6., Capítulo III y el Artículo 14°, Apartado III.8.2, Capítulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores. Lo anterior a efectos de permitir la debida integración y funcionamiento del Comité de Auditoría.

Por su parte, la indicación del carácter de “independiente” o “no independiente” de cada Director se efectúa en cada ocasión que los directores son designados y su exteriorización surge del acta de la Asamblea de Accionistas respectiva, las cuales se encuentra debidamente transcriptas y suscriptas en el libro societario correspondiente, y debidamente comunicadas a las autoridades de contralor competentes, no considerando menester el Directorio la implementación de sistema de difusión adicional al aquí descripto.

Desde su incorporación legal, por parte del Decreto 677/2001 y la Resolución General 340 de la Comi- sión Nacional de Valores, y convencional, por parte de la Asamblea de Accionistas (esto es, al incluir el régimen de conformación, actividades y forma de funcionamiento del Comité de Auditoría en la estruc- tura societaria establecida en el Estatuto Social de la Sociedad -artículo 30-), se ha dado permanente cumplimiento a la exigencia de proporcionalidad de integrantes independientes del Directorio. El Direc- torio tiene plena confianza en que las declaraciones en este respecto realizadas por sus accionistas son veraces y realizadas de buena fe, motivo por el cual el Directorio entiende que no resulta menester la implementación de publicación adicional alguna en relación con la motivación de la designación de los 80 integrantes del directorio y/o de las razones que la motivaron, dado que ello no aportaría en la práctica beneficios adicionales sustanciales al inversor, dado que la nómina de Directores y su respectivo ca- rácter de independencia se encuentra publicado en la página web de la Comisión Nacional de Valores. No obstante lo anterior, el Directorio se reserva el derecho a solicitar las aclaraciones o confirmacio- nes que considere menester.

13) Designación de Ejecutivos Gerenciales

Al igual que en el caso de los integrantes del Directorio, la designación de ejecutivos con cargos gerenciales o de jerarquía similar o superior, recae generalmente sobre personas que cuenten con memoria / información contable 2011

un nivel de profesionalismo, capacidad y dedicación adecuadas para las exigencias de las distintas actividades de la Sociedad. En todos los casos la designación de cargos gerenciales debe contar con la aprobación del Director General.

Con relación a la designación de ejecutivos gerenciales, el Directorio la considera suficientemente ex- teriorizada y difundida dado que el organigrama de la sociedad pueden ser consultados en la página web de la Compañía. En cuanto a la difusión de la motivación de sustento de la selección, propuesta y/o designación, considera que ello no aportaría en la práctica beneficios adicionales sustanciales al inversor.

14) Proporción de Directores Independientes

A efectos de mantener una proporción de directores independientes sobre el número total de direc- tores, el Directorio ha propuesto oportunamente una modificación al estatuto Social, la cual estable- cía los requerimientos de designación de Directores Independientes, y en que al menos la mayoría absoluta de los miembros que integren el Comité de Auditoría fueran de tal carácter. La propuesta fue oportunamente aprobada por la Asamblea y hoy integra el Artículo 30 del Estatuto Social y es cumplida desde su incorporación por los Accionistas.

El Directorio no considera necesario incorporar normas o reglamentaciones adicionales a las antes descriptas para el control del cumplimiento de la designación de directores con carácter de inde- pendencia, por cuanto considera suficientes las disposiciones del Estatuto Social y de la normativa legal aplicable a este respecto.

Composición del Directorio Cantidad total de Directores: nueve (9) titulares y suplentes. Cantidad de Independientes: tres (3) titulares. Cantidad de No Ejecutivos: nueve (9) titulares y suplentes.

15) Reuniones de Directores Independientes

No se encuentra expresamente previsto en el Estatuto Social la celebración de reuniones por parte de los Directores Independientes, no obstante lo cual, el Directorio no sólo no las objetaría, sino que, a tal fin, se encontraría dispuesto a poner a su disposición los medios razonables para que dichas reuniones puedan tener lugar. Dado que el Directorio de la Sociedad se reúne en forma mensual, ello brinda un marco favorable a los Directores Independientes para mantener reuniones con una periodicidad adecuada.

Se encuentra estatutariamente previsto (artículo 30) que el Comité de Auditoría designe un Presidente, el cual tiene carácter de independiente y que coordina el funcionamiento de del Comité de acuerdo con el reglamento interno del Comité de Auditoría dictado oportunamente por dicho órgano.

IV. RELACIÓN CON LOS ACCIONISTAS

16) Información a los accionistas

El Directorio vela -en cada ocasión que ello resulta requerido por las disposiciones legales y/o regla- mentarias- por poner a disposición de los Accionistas, en tiempo y forma, toda la documentación y/o información exigida por la normativa vigente. Dentro de dicha documentación se puede mencionar a 81 título meramente enunciativo, los estados contables anuales y/o de períodos menores -de ser aplica- ble-, los informes del Comité de Auditoría y toda otra documentación y/o información relevante cuya puesta a disposición de los accionistas y/o de terceros es requerida por el Régimen de Transparencia de la Oferta Pública y/o demás normas aplicables.

Dado que a la fecha de la celebración de la última Asamblea de Accionistas: (i) el 52.65% de las accio- nes es de titularidad del Accionista Mayoritario que resultara adjudicatario de las mismas por Licitación Pública; el (ii) 18.78% de las acciones es de titularidad de la Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES); (iii) que el resto de la participación accionaria se encuentra en poder de inversionistas locales y extranjeros con tenencias accionarias menores; y (iv) que las consultas principalmente consis- ten en el estado de evolución de la Revisión Tarifaria Integral y la situación financiera de la compañía, las consultas de los accionistas son generalmente evacuadas por el Director General, el Director de Administración y Finanzas y por el Responsable de las Relaciones con el Mercado, las cuales se instru- mentan generalmente vía correo electrónico, conferencia telefónica o video conferencia. En vista de lo antes expuesto, el Directorio no considera necesario llevar a cabo promoción alguna de reuniones informativas dado que la velocidad y facilidad de acceso a la información que brindan los servicios informáticos han tendido, por lo general, a reducir al mínimo el traslado de los eventuales interesados. Ello, con motivo de la optimización de los tiempos que dichos servicios brindan a sus usuarios.

Para el caso que el Directorio considera que una circunstancia o asunto determinado correspondiere ser del conocimiento de los accionistas, el mismo convoca a una Asamblea de Accionistas para ex- poner la cuestión, como ya ha ocurrido con anterior ocasión.

17) Atención a Inquietudes y Consultas de los Accionistas

La Sociedad cuenta con un Responsable de Relaciones con el Mercado, y su respectivo suplente, quienes atienden y, en su caso, derivan a los especialistas correspondientes toda consulta que pu- diere ser formulada por parte de los Accionistas.

La Sociedad no cuenta con una oficina específica de atención a los accionistas, no obstante lo cual, y sin perjuicio de lo mencionado en el párrafo precedente, cabe tener presente que la información de carácter público puede ser consultada en forma libre y gratuita por los accionistas y/o por cualquier tercero en el sitio web de la Comisión Nacional de Valores y en el de la propia Sociedad.

18) Participación de Accionistas Minoritarios en las Asambleas

El Directorio entiende que resultan suficientemente adecuadas, para la difusión e información a los accionistas minoritarios respecto de la celebración de asambleas, las publicaciones previstas en las normas de la Ley de Sociedades Comerciales, de la Comisión Nacional de Valores y de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.

El Directorio juzga asimismo conveniente que los Accionistas Minoritarios asistan a las asambleas de accionistas si éstos consideran el temario a ser tratado en las mismas resultase de su interés.

Las Asambleas celebradas por la Sociedad se han desarrollado en todos los casos en un ambiente de absoluta cordialidad en relación con el universo de los accionistas que invierten en la Sociedad.

Es práctica común de la Sociedad brindar la información solicitada y contestar las preguntas que efectúan los Accionistas sobre distintos órdenes de la actividad de la Sociedad.

19) Mercado de control

La Sociedad y sus accionistas se han pronunciado respecto de esta cuestión, con anterioridad a la elaboración del presente informe, modificando al Artículo 5 del Estatuto Social -el cual establece que la Sociedad no se encuentra adherida al Régimen Estatutario Optativo de Oferta Pública de Adquisición Obligatoria previsto en el Decreto PEN 677/2.001 y reglamentado por la Resolución General 400/2002 de la Comisión Nacional de Valores y normas complementarias, modificatorias y/o aclaratorias-. 82 Es opinión del Directorio que al presente no existen razones suficientes para someter nuevamente a consideración de dicho órgano y/o de los Accionistas esta cuestión.

20) Política de Dividendos

El Directorio no ha establecido al presente una política de dividendos específica, y considera que no resulta necesario establecerla en atención a las fluctuaciones de la economía en general y del mercado eléctrico en particular. Ello, además, debido a que, por una parte, el Estatuto Social en su artículo 35 establece expre- samente la modalidad de distribución de las utilidades líquidas y realizadas; y, por otra parte, la Sociedad memoria / información contable 2011

ha asumido determinadas restricciones a la distribución de utilidades bajo el Acta Acuerdo UNIREN y las obligaciones negociables que emitió durante el año 2011 y que se encuentran actualmente en circulación, las cuales resultan ser directrices claras y razonables, dado el origen de las cuestiones que las han motivado.

Sin perjuicio de lo anterior, y con motivo de la coyuntura del mercado eléctrico, en general; y de los resultados de la compañía y las necesidades del servicio, en particular, Transener no ha distribuido dividendos a sus accionistas en los últimos diez ejercicios económicos.

V. RELACIÓN CON LA COMUNIDAD

21) Comunicación vía Internet. Seguridad

La Sociedad cuenta con un sitio web (www.transener.com.ar) en el cual cualquier interesado puede ac- ceder en forma libre, actualizada, fácil, suficiente y gratuita a información de diversa índole vinculada a la Sociedad (a saber: Perfiles de la Compañía: Valores, Composición Accionaria, Equipamiento Eléctrico y Organigrama; Gestión de la Calidad: Políticas -De la Calidad y Ambiental-, Manual del Sistema de Gestión, Acción Corporativa, y Contactos; Mercado Eléctrico, Aspectos Regulatorios: Ampliaciones de la Red, Re- muneraciones, Calidad del Servicio y Contactos; Seguridad y Medio Ambiente; Seguridad Pública, Obras y Servicios Públicos, Administración y Finanzas: Memorias Anuales, Comunicado de Prensa, Información Fi- nanciera y Contactos; y Suministros y Concurso: Contactos y Especificaciones Técnicas de Transener S.A.).

Asimismo, a través de dicho sitio cualquier persona puede elevar sus inquietudes a la Sociedad por intermedio de los distintos contactos específicos para cada área o información en particular. Toda consulta realizada a través del sitio web, así como toda información relacionada a la misma, es considerada de carácter confidencial y de tal forma tratada.

22) Requisitos del Sitio

Tanto el sitio web de la Sociedad, como los servidores de los que se vale para su funcionamiento, como así también la información transmitida por medios electrónicos cuentan con medidas de segu- ridad adecuadas, las cuales responden a los más altos estándares de confidencialidad e integridad y tienen por fin la conservación, almacenamiento y registro de la información.

VI. COMITÉS

23) Presidencia del Comité de Auditoría por un Director Independiente

El Directorio considera adecuado y conveniente que la Presidencia del Comité de Auditoría sea ejercida en todo momento por un miembro del Directorio de carácter independiente (lo anterior, conforme lo dispuesto por la Resolución General 340 de la Comisión Nacional de Valores, cuyos Criterios de Independencia de los Directores y Administradores fueren receptados por el Artículo 11°, Apartado III.6, Capítulo III de las Normas de la Comisión Nacional de Valores).

En línea con lo anteriormente expresado, el Directorio, desde la conformación del Comité de Auditoría al presente, ha procurado y sugerido a los miembros del Directorio que integran el citado Comité que el ejercicio de la presidencia de dicho órgano recaiga siempre y en todo momento en cabeza de uno cualquiera de sus miembros independientes, lo cual ha sido receptado y respetado hasta la fecha. 83

VII. COMISIÓN FISCALIZADORA Y AUDITORES EXTERNOS

24) Rotación de Síndicos y Auditores Externos

Al igual que en el caso de los Directores de la Sociedad, a los fines de la designación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo, se tiene en cuenta el profesionalismo, capaci- dad y dedicación de las personas propuestas. Tal como es requerido por las normas legales y reglamentarias vigentes, cada año el Comité de Auditoría emite un informe en el cual se pronuncia, entre otros aspectos, respecto de la idoneidad, independencia y desempeño del Auditor Externo y de los miembros del equipo de auditoría. Por su parte, la Comisión Fiscalizadora en su informe anual emitido en ocasión a la finalización de cada ejercicio económico, se pronuncia -tal como lo establecen las normas contables vigentes- acerca de la calidad de las políticas de auditoría de la Sociedad, y del grado de objetividad e independencia del Auditor Externo en el ejercicio de sus funciones.

Sin perjuicio de la aplicación de las normas de la CNV al respecto, la Sociedad no ha contado ni cuenta en la actualidad con políticas particulares expresas referidas a la rotación de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo.

Conforme surge de lo manifestado anteriormente, la independencia e integridad de cada uno de los miembros de la Comisión Fiscalizadora y/o del Auditor Externo se encuentra asegurada a través del cumplimiento de las normas legales vigentes aplicables a su respectiva designación, por lo que el Directorio considera adecuados los recaudos adoptados por la Asamblea de Accionistas en relación con las designaciones antes citadas y no considera menester introducir incorporación y/o modifica- ción de tipo alguno a dicho respecto.

25) Doble Carácter de Síndico y Auditor

El Directorio no considera adecuado que los integrantes de la Comisión Fiscalizadora desempeñen además las actividades y/o funciones de Auditoría Externa y/o que pertenezcan a la firma que presta servicios de auditoría externa a la Sociedad. En tal sentido, los Accionistas de la Sociedad, cada vez que resulta necesario designar al contador que certificará los estados contables de cada ejercicio, han procurado que dicho designación no recaiga sobre la persona de alguno de los miembros de la Comisión Fiscalizadora designados para el respectivo ejercicio.

VIII. SISTEMAS DE COMPENSACIÓN

26) Sistemas de Compensación. Comités de Remuneraciones, de Nombramientos y Gobier- no Societario

La Sociedad no cuenta con comités específicos destinados al control y/o análisis de remuneraciones, de nombramientos y gobierno societario.

La política de remuneraciones del personal ejecutivo consiste en una retribución mensual y una com- pensación variable anual. La retribución mensual se establece teniendo en cuenta las características y responsabilidades del cargo ocupado y la formación, capacidad y experiencia de cada ejecutivo. La compensación variable anual consiste en un bono sujeto a objetivos vinculados a la performance operativa y financiera de la Sociedad, de las Direcciones y al cumplimiento de objetivos individuales. No existe en la Sociedad sistema alguno de compensación mediante opciones.

La remuneración de los funcionarios y empleados se determina de acuerdo a estudios de mercado realizados por la Sociedad, por sí, o por empresas de primera línea, a fin de garantizar la adecuación de la misma.

84 Con relación a los honorarios del Directorio, el Comité de Auditoría se pronuncia periódicamente sobre la razonabilidad de los mismos.

Los nombramientos de los empleados de la Sociedad son realizados por cada uno de los respon- sables de áreas, interviniendo, en todos los casos, la Gerencia de Recursos Humanos; en caso de transferencia inter-áreas, los distintos responsables; y, en determinadas circunstancias específicas, el Director General de la Sociedad.

En cuanto a la eventual posibilidad de un hecho o acto de discriminación, la Sociedad cuenta con un Código de Ética, el cual representa una guía para proporcionar información sobre cómo tratar memoria / información contable 2011

los problemas más frecuentes relacionados con la conducta empresarial. Tal como expresamente prevé dicho Código, “La ética de las conductas y la aplicación de valores de honestidad, justicia, integridad, lealtad y cooperación, como principios en que se basa la acción de la empresa, es una preocupación constante de la misma, y, como tal, punto de partida del desempeño del personal.”

El Directorio considera adecuados y razonables los sistemas y/o políticas de remuneraciones, nom- bramientos y ética empresarial implementados por la Sociedad y, por ende, no considera necesaria la conformación de comités específicos, en los términos previstos en la Resolución General 516/2007 de la Comisión Nacional de Valores.

Buenos Aires, 6 de Marzo de 2012 El DIRECTORIO

Lic. Gabriel Cohen Director

85 INFORMACIÓN CONTABLE

A continuación se presentan el Estado de Situación Patrimonial Consolidado de Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. y los correspondientes Es- tados de Resultados Consolidado, de Evolución del Patrimonio Neto y de Flujo de Efectivo Consolidado por el ejercicio económico finalizado el 31 de Diciembre de 2011, los cuales surgen de los Estados Contables emitidos al 31 de Diciembre de 2011 y que se acompañan en el CD adjunto.

86 memoria / información contable 2011

ESTADOS DE SITUACIÓN PATRIMONIAL CONSOLIDADOS al 31 de Diciembre de 2011 y 2010

31 de Diciembre de 2011 31 de Diciembre de 2010 $ $

ACTIVO ACTIVO CORRIENTE Caja y bancos 26.437.485 67.952.824 Inversiones 111.529.385 39.643.569 Cuentas por cobrar 140.964.879 121.333.422 Otros créditos 28.826.943 25.006.716 Total del activo corriente 307.758.692 253.936.531

ACTIVO NO CORRIENTE Bienes de uso 1.465.212.717 1.492.016.667 Otros créditos 51.523.131 40.318.675 Otros activos 135.108.540 180.572.951 Total del activo no corriente 1.651.844.388 1.712.908.293

TOTAL DEL ACTIVO 1.959.603.080 1.966.844.824

PASIVO PASIVO CORRIENTE Cuentas por pagar 41.996.844 44.975.897 Deudas bancarias y financieras 18.534.720 52.565.777 Remuneraciones y cargas sociales 57.368.887 35.614.399 Cargas fiscales 20.015.125 26.493.773 Provisiones 22.466.400 32.101.110 Otras deudas 1.710.650 6.625.000 Total del pasivo corriente 162.092.626 198.375.956

PASIVO NO CORRIENTE Cuentas por pagar 39.936.596 52.038.626 Deudas bancarias y financieras 646.875.815 534.491.699 Remuneraciones y cargas sociales 29.942.474 20.230.191 Cargas fiscales 25.658.763 34.574.641 Otras deudas 390.000 1.184.652 Total del pasivo no corriente 742.803.648 642.519.809 87

TOTAL DEL PASIVO 904.896.274 840.895.765 PARTICIPACION MINORITARIA EN LA SOCIEDAD CONTROLADA 40.501.519 43.465.236

PATRIMONIO NETO 1.014.205.287 1.082.483.823

TOTAL 1.959.603.080 1.966.844.824 ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS Correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2011 y 2010

31 de Diciembre de 2011 31 de Diciembre de 2010 $ $

Ingresos por ventas netas 628.259.669 583.759.512 Costos de explotación ( 509.929.063) ( 401.007.742) Ganancia bruta 118.330.606 182.751.770

Gastos de administración ( 103.910.866) ( 86.164.313) Ganancia operativa 14.419.740 96.587.457

Resultado de inversión en Transener Internacional Ltda. ( 26.030.256) ( 18.039.927)

Resultados financieros Generados por activos Intereses 39.259.340 87.250.589 Diferencias de cambio 9.668.446 ( 35.212) Otros resultados generados por activos 7.408.633 1.405.494 Generados por pasivos Intereses ( 79.412.282) ( 74.239.709) Diferencias de cambio ( 43.997.628) ( 23.193.514) Resultado por recompra de deuda 1.760.882 3.355.544 Resultado por medición a valor actual de pasivos ( 2.424.973) ( 1.152.331) Total resultados financieros ( 67.737.582) ( 6.609.139)

Otros ingresos y egresos ( 31.253) 5.170.100

Participación Minoritaria en el resultado de la Sociedad Controlada 2.184.937 ( 819.769)

Resultado antes de impuestos ( 77.194.414) 76.288.722 Impuesto a las ganancias 8.915.878 ( 53.080.286) (Pérdida) Ganancia del ejercicio ( 68.278.536) 23.208.436

88 memoria / información contable 2011

ESTADO DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO Correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2011 y 2010

Aportes de los propietarios Capital Ajuste de Primas de Reserva Reserva Resultados social capital Emisión Total legal Facultativa no asignados TOTAL $

Saldos al inicio del ejercicio 444.673.795 352.996.229 31.978.847 829.648.871 39.128.713 0 190.497.803 1.059.275.387

Resuelto por Asamblea Ordinaria del 7 de Abril de 2010 -Reserva Legal 0 0 0 0 2.339.321 0 ( 2.339.321) 0 Ganancia del ejercicio 0 0 0 0 0 0 23.208.436 23.208.436 SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2010 444.673.795 352.996.229 31.978.847 829.648.871 41.468.034 0 211.366.918 1.082.483.823 Resuelto por Asamblea de Accionistas del 13 de Abril de 2011 -Reserva Legal 0 0 0 0 1.160.422 0 ( 1.160.422) 0 -Reserva Facultativa 0 0 0 0 0 210.206.496 ( 210.206.496) 0 Pérdida del ejercicio 0 0 0 0 0 0 ( 68.278.536) ( 68.278.536) SALDOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2011 444.673.795 352.996.229 31.978.847 829.648.871 42.628.456 210.206.496 ( 68.278.536) 1.014.205.287

89 ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS Correspondientes a los ejercicios finalizados el 31 de Diciembre de 2011 y 2010 31 de Diciembre 31 de Diciembre de 2011 de 2010 $ $

VARIACIONES DEL EFECTIVO Efectivo al inicio del ejercicio 104.790.378 60.079.423 Aumento neto del efectivo 29.646.171 44.710.955 Efectivo al cierre del ejercicio 134.436.549 104.790.378

CAUSAS DE LAS VARIACIONES DEL EFECTIVO

Actividades operativas Pérdida ordinaria del ejercicio ( 68.278.536) 23.208.436 Más (Menos) Intereses y diferencias de cambio sobre las deudas bancarias y financieras y otras deudas devengadas en el ejercicio 111.842.938 88.886.888 Más (Menos) Intereses ganados en el ejercicio ( 3.876.859) 447.752 Más (Menos) Resultado por recompra de deuda ( 1.760.882) ( 3.355.544) Más (Menos) Impuesto a las ganancias devengado en el ejercicio ( 8.915.878) 53.080.286 Ajustes para arribar al flujo neto de efectivo proveniente de las actividades operativas: Depreciación de bienes de uso 77.150.832 76.574.074 Acuerdo Instrumental ( 59.420.090) ( 142.571.338) Amortización de otros activos 45.464.411 45.464.412 Otros créditos incobrables 497.127 1.486.559 Prev. préstamo soc. controlada 25.533.129 3.999.666 Provisión para gastos ( 14.747.649) ( 12.012.635) Resultado por venta de bienes de uso 0 ( 230.000) Bajas de bienes de uso 3.358.340 1.465.158 Devengamiento anticipo de clientes ( 11.731.524) ( 11.731.524) Resultado por desvalorización de inversión en sociedad controlada 0 12.553.702 Participación minoritaria ( 2.184.937) 819.769 Cambios en activos y pasivos operativos (Aumento) Disminución en cuentas por cobrar ( 53.049.662) ( 30.429.170) (Aumento) Disminución en otros créditos ( 20.870.014) 20.370.392 Aumento (Disminución) en cuentas por pagar ( 3.349.559) 11.998.474 Aumento (Disminución) en remuneraciones y cargas sociales 31.466.771 10.584.969 Aumento (Disminución) en cargas fiscales ( 6.478.648) ( 48.433.288) Aumento (Disminución) en provisiones 7.165.941 ( 8.690.818) Flujo neto de efectivo generado por las actividades operativas 47.815.251 93.486.220 Actividades de inversión Cobros por ventas de bienes de uso 0 230.000 Pagos por compras de bienes de uso ( 53.705.222) ( 46.869.064) Préstamo sociedad controlada ( 24.206.400) 0 Aumento de inversiones ( 724.306) ( 6.198.456) Flujo neto de efectivo utilizado en las actividades de inversión ( 78.635.928) ( 52.837.520) Actividades de financiación Pago de dividendos 0 ( 264.362) Ingreso de fondos de deudas bancarias y financieras 250.099.500 33.973.225 Pagos relacionados con la refinanciación y emision de deuda ( 23.320.629) 0 Ingreso de fondos Financiamiento de CAMMESA 92.000.014 94.129.870 Pago de reducción de capital ( 888) 0 Cancelación de deudas bancarias y financieras - Capital ( 211.577.479) ( 67.535.834) 90 Cancelación de deudas bancarias y financieras - Intereses ( 46.733.670) ( 56.240.644) Flujo neto de efectivo generado por las actividades de financiación 60.466.848 4.062.255 Aumento neto del efectivo 29.646.171 44.710.955

Transacciones de importancia que no generan efectivo Disminucion de otras deudas ( 235.409.633) 0 Disminucion de cuentas por cobrar 235.409.633 0 Pago de dividendos en especie a accionistas minoritarios 0 ( 1.929.667) Disminución de otras deudas ( 5.845.331) 0 Disminución en otros créditos 5.845.331 1.929.667 0 0 annual report / financial information 2011

PORTADA GENERAL

91 TRANSMISSION SYSTEM

92 annual report / financial information 2011

THE COMPANY’S PROFILE

Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. (TRANSENER) is the leading company in the public service of the extra high voltage electric power transmission system in the Argentine Republic.

Transener is responsible for the operation and maintenance of 11,656 kilometers of transmission lines in 500 kV and 220 kV, which represent 95% of the national network of extra high voltage electric power, and as of 2012, 500 km of lines in 500 kV of the the Santa Cruz Norte-Santa Cruz Sur-Esperanza (Province of Santa Cruz) Interconnection will be added, at present under construction. Besides, Transener operates and maintains 40 substations and several communications and control systems.

Additionally, its subsidiary network, Empresa de Transporte de Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires Sociedad Anónima Transba S.A. operates and maintains 6,110 kilometers of transmission lines and 91 substations.

Based on the principles which form their “Vision, Mission and Values”, TRANSENER continues strengthening its profile as a dynamic organization, with emphasis on technology and professional updating, on the Regional Headquarters’ operating capacity, as well as on the attitude oriented towards the internal and external customer. This is reflected on the consistent improvement of its efficiency indexes and the consolidation of its reputation in relation to the quality of the service.

Transener is a national leading Company and has become a regional referent, as a result of having preserved its international service quality principles, respecting the environment to the maximum extent, and using last generation technology.

Locally, it is based on the supervision of the 500 kv lines expansion, and its further operation and maintainance, within the framework of the Federal Plan of expansion of 500 kV lines.

Also, Transener Internacional Ltda. continues to develop its activities in the city of Brasilia, Brazil, having operated and maintained up to now 4.800 kilometers of 500 kV lines and having rendered additional services to its customers such us assembly, supervision, engineering and others.

Likewise, the Company, among its experiences, has carried out different works in Perú, Paraguay and 93 Uruguay, thus consolidating its technical high quality and being considered as a referent Company in the region. OUR VALUES

Vision To be the leader in high voltage transmission.

Mission To ensure the rendering of the service that we are committed to provide, with a level of quality, effectiveness and efficiency in order to satisfy the expectations of the clients, electric market agents, shareholders, employees and the community to which we serve.

Corporate Values We privlege an ethical conduct, which enhance the fulfillment of the Mission, with business excellence, respecting the legal norms and the care of the environment.

The prevention of risks is an operative philosophy that must be applied with the same strength with which we look forward to the permanent availability of our equipment.

The active participation of our employees and the teamwork, are differential values that are placed above our economic and technological resources.

We are decided to improve every day, with a technical excellence, looking after the expectancies of those to whom our work is destined.

94 annual report / financial information 2011

FINANCIAL AND ECONOMIC CONSOLIDATED HIGHLIGHTS (*)

2011 $ 2010 $

Net sales 628.3 583.8 Operating profit 14.4 96.6 Net income / (Loss) before taxes (77.2) 76.3 Net income / (Loss) (68.3) 23.2 Adjusted EBITDA (1) 173.6 301.6 Net income / (Loss) per share (0.15) 0.05 Total assets 1,959.6 1,966.8 Fixed assets additions 53.7 46.9 Shareholder`s Equity 1,014.2 1,082.5 Short term financial debt 18.5 52.6 Long term financial debt 646.9 534.5 Interests coverage 2.2x 4.1x Financial debt on total capitalizations (2) 39.6% 35.2%

(1) Adjusted EBITDA: is calculated as operating income plus depreciation and amortization plus the interest portion of the CVI adjustment. (2) Total capitalization consists of financial debt and shareholder`s equity.

(*) In millions of pesos, except information per shares or where it is indicated. 95 Board of directors senior staff

chairman chief executive officer Osvaldo A. Acosta Carlos A. García Pereira

vice chairman vice chief executive officer Marcos M. Mindlin Antonio Caro

DIRECTORS human resources Gabriel Cohen manager Leopoldo Elíes José Luis Baliña Rubén E. Fernández Rienzi Brian R. Henderson administration Juan M. Madero and finance manager Santiago Pierro Marcelo Rodríguez Ponti Gonzalo Venancio regulatory engineering alternate DIRECTORS manager Pablo A. Díaz Armando M. Lenguitti Gerardo L. Ferreyra Atilio A. Lassig technical manager Gustavo Mariani Pablo Tarca Damián M. Mindlin Jorge Neira Héctor H. Nordio Ricardo A. Torres Luis A. Vitullo

surveillance commission

syndics José D. Abelovich Rodolfo F. O’Reilly Norma V. Soutullo

alternate syndics Javier C. Elgueta Marcelo H. Fuxman Celia Yannuzzi

96 annual report / financial information 2011

ANNUAL REPORT

AN OVERVIEW OF THE COMPANY 100 DESCRIPTION OF THE COMPANY`S BUSINESS 102 ARGENTINA`S ECONOMIC ENVIRONMENT 104 THE WHOLESALE ELECTRICITY MARKET SUBSTATION (WEM) 112 RATE OF GROWTH IN DEMAND 112 ELECTRICITY GENERATION 112 ELECTRICITY PRICES AND WHOLESALE ELECTRICITY MARKET FUNDS 116 SYSTEM EXPANSION 118 TARIFF SITUATION 125 CAMMESA FINANCING - Res. SE 146/2002 128

SUMMARY OF OPERATIONS 129 OPERATION AND MAINTENANCE 129 Service Quality 129 Investments made 131 Network Planning and Operation 131 BUSINESS DEVELOPMENT 136

FINANCE AND ADMINISTRATION 140 FINANCE 140 IT SERVICES 140 ADMINISTRATIVE AREA 141 PROCUREMENT AND SUPPLY 142

HUMAN RESOURCES 142 INDUSTRIAL RELATIONS 142 HUMAN RESOURCES DEVELOPMENT AND GENERAL SERVICES 142 BENEFITS – INSTITUTIONAL COMMUNICATIONS – CAREER PLANNING 143 HEALTH, SAFETY AND SECURITY IN THE WORKPLACE AND THE ENVIRONMENT 144

SECURITY AND SAFETY OF THE COMPANY`S ASSETS 145 QUALITY ASSURANCE 146 COMPENSATION OF THE BOARD OF DIRECTORS AND MAIN EXECUTIVES 150 DIVIDEND POLICY 151 INTERNAL CONTROL 151 RESULTS OF OPERATIONS 152 FUTURE OUTLOOK 155 PROPOSAL BY THE BOARD OF DIRECTORS 156 CORPORATE GOVERNANCE CODE 157 FINANCIAL STATEMENTS 169 97 98 annual report / financial information 2011

ANNUAL REPORT

To the Shareholders of Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión TRANSENER S.A.:

In accordance with the currently applicable statutory provisions and the Company’s by-laws, we submit to your consideration the Financial Statements as of December 31, 2011 and for the Company’s nineteenth fiscal year then ended.

99 AN OVERVIEW OF THE COMPANY

Performance in 2011 continued to show the effects of the delay in re-establishing the medium-term economic equation of the Concession Agreements.

It is worth remembering that it was not until December 21, 2010 that both Transener and Transba signed their respective Instrumental Agreements with the Argentine Energy Secretariat (SE) (on behalf of the branch of government that did grant the concession) and the Argentine Electricity Regulatory Entity (ENRE). These agreements stipulate, amongst other aspects, that the amounts due by application of the index that picks up variations in prices are to be recognized as previously set forth in the agreements signed with the Unit of Renegotiation and Analysis of Public Utilities Contracts (UNIREN). Although the amounts thus recognized fall short of representing the actual costs incurred by both companies, they do improve the exposure sustained by the results of their operations and they are, undoubtedly, a positive development in a situation that had dragged on until fiscal 2009.

Not only do those agreements recognize, albeit partially, the amounts owed to the companies, but they also establish the mechanisms for CAMMESA to apply the proceeds of such recognition to the repayment of the financing received until December 31, 2010 plus the mechanism to finance both companies during fiscal 2011 in exactly the same way.

In addition, the agreements contemplate investment parameters with associated funds, the abandonment of the legal actions instituted in that respect by both companies and a mechanism whereby the ENRE will recognize the indices during 2011. Furthermore, the agreements stipulate that the ENRE will review and adjust, if applicable, the fees associated to the “Fourth Line” project, as soon as practicable.

The above notwithstanding, during fiscal 2011 and despite having discharged all the duties assumed under the Instrumental Agreement in connection with the abandonment of the legal actions commenced in due time, the execution of the Investment Plan agreed upon for the year 2011 and satisfaction of the service quality indices stipulated, as of the date of issuance of these financial statements, Transener had only collected 21% of the amounts stipulated in the Instrumental Agreement.

Not only that: at no time during 2011 were the royalties associated to the IV Line adjusted, therefore, its values are the same as they were in July 2010.

The absence of genuine resources to afford the growing operational costs and the investments agreed upon logically resulted in the Company being forced to resort to external indebtedness, thus increasing the amounts owed to third parties, while simultaneously being compelled to earmark a part of the resources associated to the IV Line royalties. Transener continues with its endeavors to operate and maintain the system under its concession with outstanding quality service levels, consolidating training and specialization for its personnel, maintaining levels of investment in line with its total resources and maintaining its commitment to the environment through the ratification of its ISO 9001 and ISO 14001 standard certifications.

In a year still marked by the absence of regulatory normalization, the Company continued with its active policy of interacting directly with the authorities to attain a Comprehensive Tariff Review in the terms of Law No. 24,065. Although there are no expectations of this starting any time soon, the Company is striving to comply in full with the Instrumental Agreements and improve its revenues. 100 The Company expects the financing guidelines established in the Instrumental Agreements to be finally complied with and that tariff adjustments will be determined so that they should be applied starting in 2012 for the Company to be able to maintain a financial balance in its operations.

Despite this complex context, it can be optimistically emphasized that the Argentine Government continued with the implementation of the Federal Plan for Electricity Transmission at 500 kV (the Federal Plan). Thus, work continued in the interconnections between the Argentine North West region (NOA) and the Argentine North East region (NEA) (1,209 km) as well as the Comahue – Cuyo Interconnection (705 km) that Transener supervised during 2011; work also continued in annual report / financial information 2011

the construction of the Santa Cruz Norte – Esperanza line (which is approximately 550 km long) and which Transener will continue to supervise throughout 2012. Within the context of the works under the Resolution SE No. 1/2003, in the year 2011, the enhancements at the Paso de la Patria, Resistencia and Henderson substations were commissioned, and all necessary enhancements were finalized to connect the bank of transformers that Transener had at the Ezeiza substation as a back- up to enable fast connection in the event of contingencies.

The plans for 2012 include the start of the construction works for new tranches under the Federal Plan for Electricity Transmission. In this respect, the Argentine Energy Secretariat will continue, pursuant to its Resolution SE No. 01/2003, with the execution of a major plan of works in order to equip the various substations in the transmission system with fast-connection transforming capacity. In this respect, in the year 2012, enhancement work will continue at the following substations: Malvinas Argentinas, Olavarría and Planicie Banderita, and the expectation is that similar works will commence at other nodes in the System that have posted high load levels.

The consummation of the Federal Plan and of other works of electrical infrastructure in the framework of the Resolution SE No. 1/2003 represents a hugely significant contribution to the country in terms of electrical infrastructure works that will lead to improved reliability and safety in the supply from the Argentine Interconnected System.

Even in the absence of a tariff scheme in line with the principles of Law No. 24,065 and of a stable regulatory framework, the Company has done its best to maintain its operating efficiency indices. Against this backdrop, in the year 2011 the Company managed to partially restructure its financial indebtedness set to mature in 2016 rolling over its largest obligations to the year 2021. Besides, the Company’s shareholders have abided by a policy of prudence in that they are not to distribute dividends until the economic equation becomes reasonable.

101 DESCRIPTION OF THE COMPANY’S BUSINESS

Transener holds, operates and maintains its Network in conformity with the Transener Concession Agreement that confers upon Transener the exclusive right to supply the utility consisting in transmitting electricity at high voltage (550 kV) within Transener’s Network for a period of 95 years counted as from the date Transener was transferred. In turn, Transba also holds and operates its Network in conformity with the Transba Concession Agreement pursuant to which we were conferred the exclusive right to provide the public utility consisting in transmitting electricity in the Province of Buenos Aires (66kV to 220kV) along trunk distribution lines throughout Transba’s network for a period of 95 years counted as from the date when Transba was transferred.

Pursuant to the Concession Agreements entered into by Transener and by Transba, revenues are earned from operating and maintaining the Networks. These revenues undergo a review by the ENRE as mandated by the Electricity Law and the Concession Agreements (Tariffs) and they are capable of sustaining deductions by way of penalties imposed on Network Equipment Unavailability calculated by a formula set forth in the Concession Agreement and in other applicable regulations.

Likewise, Transener receive Fourth Line Revenues, consisting of a fee paid in monthly installments, which are equal and consecutive, for a 15-year term counted as from December 1999 in conformity with the construction, operation and maintenance of the Fourth Line Project.

In addition, Transener and Transba receive Other Revenues from the services supplied to third parties with assets not covered by the Concession Agreements. These revenues are derived from the construction and installation of electrical assets and equipment, non-Network line operation and maintenance, supervision of expansions and independent transmitters’ operation and maintenance, among others.

RELATED PARTIES As a part of a program instituted by the Argentine Government consisting in privatizing State-run companies, it created Transener on May 31, 1993 in order to hold and operate the transmission assets that make up Transener’s network. Transener’s privatization entailed the sale of Transener’s majority shareholding through a public call for tenders as required by the Electricity Law. On July 16, 1993 Transener’s majority shareholding was awarded to Citelec.

Citelec is the controlling shareholder, and owns 52.652% of Transener’s outstanding share capital, 51% corresponds to Class A shares and the remaining participation corresponds to Class B shares (the latter are traded on the BCBA). The remaining 47.348% of the share capital is publicly held and is listed and traded on the BCBA.

102 annual report / financial information 2011

The following is a brief description of Citelec’s current shareholders and their respective shareholdings in Citelec:

• Transelec Argentina S.A., which own 50% of the share capital of Citelec, is a corporation (sociedad anónima) organized under the laws of Argentina, whose main business consists of investment and investment management activities. Transelec Argentina S.A. is controlled by Pampa Energia S.A., an Argentine corporation, that is controlled directly and indirectly by legal entities under common control with Grupo Dolphin.

• Grupo Eling S.A., which own 25% of the share capital of Citelec, is an Argentine corporation (sociedad anónima).

• Energía Argentina S.A., which owns 25% of the share capital of Citelec, is an Argentine corporation (sociedad anónima) controlled by the Government through the Ministry of Federal Planning, Public Investment and Services under Law No. 25,943.

On July 30, 1997 and pursuant to the terms of the call for tenders for Transba, the Province of Buenos Aires privatized Transba, which had been created in March 1996 for it to hold and operate the transmission assets that make up Transba’s Network, which happens to be one of the six regional transmission networks. Transener acquired a 100% stake in Transba’s shares and it currently has 90% of Transba’s stock capital as the rest has been transferred to an Employee Stock Ownership Program for the benefit of former Transba employees in exchange for the right to future Transba dividends equivalent to 10% of Transba’s total purchase price.

On August 16, 2002, Transener formed Transener Internacional Ltda., with its registered office in the city of Brasilia, Brazil, by subscribing 99% of its shares. The main business of this company is to provide electricity transmission services, as well as operation, maintenance, consulting and other services associated to electricity transmission both in Brazil and in other countries.

The following chart illustrates Transener’s organizational structure and its controlled companies:

TRANSENER S.A. 103

TRANSENER TRANSBA S.A. INTERNACIONAL Ltda. Argentina - 90% Brazil - 99%

Balances and transactions with subsidiaries and other related parties are exposed in Note 9 to the Financial Statements. ARGENTINA’S ECONOMIC ENVIRONMENT

Throughout 2011, the Argentine economy exhibited high growth rates. Although previous expectations pointed to a slow-down in the level of economic activity, it was not until 2011 that this came to pass. And it was not an excessively significant drop compared to the previous fiscal year.

Elections generally have an impact on an economy’s performance. The fact that 2011 was an election year necessarily meant higher levels of uncertainty and the concentration of some economic measures with an impact on society in the last two months of 2011.

Consumption, both at the household level and at the level of public expenditures, continued along its upward trend and reached all-time highs. Household consumption was boosted by the maintenance of households’ purchasing power which was possible thanks to the high salary raises agreed upon in the first quarter of the year. On the public expenditures front, it was thanks to the transfer of revenues from the Central Bank to the treasury that the rate of growth in public expenditures remained at the same pace without too much impact on fiscal solvency.

As regards output, the construction industry continued to play a lead role and so did the car-making industry by boosting the manufacturing industry, which maintained a good level of economic activity.

The farming industry, instead, was adversely affected by the international context and the drop in prices that affected exports in late 2011. In turn, imports outperformed exports, which narrowed the trade surplus. To counteract this reduction in trade surplus, the Government started to implement different measures seeking to regulate imports, with the Non-Automatic Licensing regime being the most important measure as it affects a number of imported goods.

The exchange rate parity remained quite stable in spite of the uncertainties caused by the elections. The foreign exchange rate was the only tool used to curb inflation and it is for this reason that a number of restrictive measures were imposed on purchases of foreign currency in an attempt to mitigate the strong demand of foreign currency for hoarding seen in late 2011.

Lastly, monetary policies were highly expansive and credit was significantly dynamic, with credit for companies playing a major role.

104 It was only in the last quarter of the year and by reason of the decreased liquidity caused by the capital flights that the benchmark interest rates (LEBACs) started to rise and there was a slow-down in money creation. The Private BADLAR interest rate was in the region of 20% in the last months of the year.

Economic Activity According to private estimates, GDP grew by 7.3% in 2011, which describes an economy that is experiencing a slow-down. Though still encouraging, the growth rate is less than in 2010. The farming industry came to the end of 2011 with a negative balance in the prices of agricultural and livestock products. It was domestic demand, though, that did boost growth, as what underlies is the increase in households’ purchasing power. annual report / financial information 2011

As regards demand, household consumption continued to exhibit positive performance and stood for a nice portion of growth, due mainly to the increase in household purchasing power, with a 6.7% growth in actual global salaries. As regards public expenditures, and with 2011 having been an elections year, they continued to be significant and it was only in late 2011 that measures were announced to control public expenditures. The average annual growth of public expenditures was 35%.

At the same time, the year-on-year growth showed by imports largely exceeded that of 2010, and there were intense imports of fuels. Total imports pointed to a 34% year-on-year increase whilst fuel imports grew by 112% year-on-year.

Level of activity evolution

2009 2010 2011

GDP -3.1% 8.5% 7.3% Carry-over 0.8% 1.0% 2.9% Net -3.9% 7.5% 5.0% Imports -17.9% 16.8% 34.1%

Consumption -1.8% 9.0% 9.0% Investments -13.7% 20.8% 16.4% Exports 13.3% 0.7% 9.8%

Source: Estudio Alpha As regards supply, and with 2011 having been an elections year, the level of activity in all economic sectors was good. The level of industrial activity grew, year-on-year, by 6.5% and it was boosted by the car-making industry which grew, year-on-year by 18%. In turn, the block of Non-Metallic Mineral Products exhibited major year-on-year growth boosted by the Construction industry that exhibited a year-on-year 15% variance.

Lastly, it was the farming sector that stood for 5.0 percentage points of the increase in GDP during 2011. This sector sustained a loss in terms of prices in the last months of the year due mainly to the international crisis and the revaluation of the US Dollar that is the unit of account used to define the price of these products. In the case of soybean, the drop was very sharp, above all in the last months of the year. On top of this, the weather conditions at the end of the year did not help and, overall, the level of activity of the farming sector rose only by 5%, which was a small rise compared to the increase that it had shown the previous year (25% year on year).

105 Foreign exchange market In contrast to the situation prevailing in the year 2010, the distinguishing feature for the year 2011 was an intense flight of capitals due to hoarding and a decreasing trade surplus. The capital flights went as high as US$ 24 billion. It was due to this situation that in November 2011 four measures were taken which had a direct impact on the foreign exchange market:

• ➢Oil and mining companies are now obligated to settle their foreign exchange flows in Argentina.

• Insurance companies are to repatriate their funds.

• Further restrictions on the stock trading modality known as “spot plus settlement”. In other words, limits were placed on the origin of the funds to acquire US Dollars looking to acquire Government securities denominated in foreign currency.

• Tax related restrictions on retail purchases of foreign currency. Retail buyers are now obligated to apply to the tax authorities for authorization previous to buying foreign currency.

The outcome of these policies is ambiguous: it has caused a major drop in the US Dollar-denominated deposits which in turn led to a decrease in reserves. However, thanks to the imposition of these restrictions, in the last two months of the year, the purchase of foreign currency went down by 30%. This helped to avoid devaluation and to prevent inflation from skyrocketing as the foreign exchange rate was the tool employed to try and curb price increases.

The real multilateral exchange rate is still at acceptable levels: by the end of the year it was 76% higher than in the same month of 2001 (1.76). However, the bilateral exchange rate between the Argentine Peso and the US Dollar is hardly 15% above the level it exhibited in December 2001. These values corroborate that the level of the real exchange rate is higher than it was during a period which, by consensus, is considered to have been negative and with low competitiveness. In the last year, the depreciation of the real multilateral exchange rate has been close to 10%. The controls, plus the expectations of a foreign exchange adjustment vanishing, put the foreign exchange market at ease.

Supply of dollars from private sector

In million US$ 2009 2010 2011

Commercial Dollars 16,283 17,927 15,692 Exports 53,169 67,464 79,139 Imports 36,714 49,583 62,748 Actual Services Balance -173 46 -698 Financial Dollars -11,897 -6,811 -19,500 Dollar hoarding -14,131 -11,398 -24,000 Other 2,234 4,587 4,500

106 Private Sector US$ Supply 4,386 11,115 -3,808 Source: Estudio Alpha annual report / financial information 2011

Foreign trade The accumulated trade surplus dropped by 14% compared to 2010 due to a slow-down in the growth of exports caused by the drop in the value of farming output and the imports outperforming exports.

In an attempt to defend the trade surplus and thus prevent a shortfall of foreign currency, the Government put aside the traditional recipe of smoothing out the increase in demand and in March 2011 applied the Non-Automatic Import Licensing regime for a major number of goods.

Argentine Foreign Trade (%YoY Variation and Accumulated 12 months in millions US$)

90,000 20,000

80,000 18,000

70,000 16,000 14,000 60,000 12,000 50,000 10,000 40,000 8,000 30,000 6,000

20,000 4,000

10,000 2,000 0 0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Sep-09 Sep-10 Sep-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Nov-09 Nov-10 Nov-11 May-09 May-10 May-11

Balance of trade Exports Imports Source: Estudio Alpha based on INDEC

On average, total exports grew by 7% compared to 2010 whilst the prices exhibited an average variation in the region of 16%. This led to an increase in exports of 23%.

The caption that performed best was that of Primary products, which saw a 146% increase in its exports, accounted for by an average 14% increase in quantities and a 27% price increase, and it was followed by the Agricultural and Livestock manufactures (which rose by a year-on-year 24%) and by the Industrial manufactures (which rose by a year-on-year 21%). Lastly, Fuels and energy dropped by 0.2% year-on-year.

As to imports, they grew on average by 31% with the quantities imported in the Fuels sector exhibiting the highest volume increases.

107 Labor Market Employment exhibited a growth rate that was relatively low compared to 2010, with growth being 2.1% in 2011, succeeding for the first time in many years to maintain unemployment levels below 8%. Nominal salaries grew at an annual 29% rate. Against a backdrop of major price increases, this meant an increase in actual salaries of 7%.

In contrast to the situation seen in 2010, the high salary raises agreed upon for the year 2011 meant that in spite of the fast pace in price raises, households could see their purchasing power recover.

Within this context, both formal and informal salaries maintained their pace of growth. In the private sector, registered salaries rose, on average, by 31% whilst the private sector’s unregistered salaries grew by 28%1.

Home purchasing power

% YoY Variation 2009 2010 2011

Employment -0.6% 2.9% 2.1% Salary 15.0% 23.5% 29.0% Nominal Mass 14.3% 27.1% 31.7% Credit / Nominal Mass 1.5% 5.1% 7.5% Mass + Home Credit 10.8% 31.6% 34.7% Provincies Inflation 14.8% 24.0% 23.5% Actual Mass + Home Credit -3.5% 6.2% 9.1%

Actual Mass (without credit) -0.4% 2.5% 6.7% Source: Estudio Alpha

Throughout the year, the level of revenues as a percentage of sales dropped when compared to 108 the all-time highs seen in the period 2003-2005 although it is still at good historical levels. The explanation for this drop is the growing importance of salary costs within a framework of US Dollar- denominated salaries that are almost 70% higher than in the nineties.

Fiscal Policy The need for an improvement in the Government’s available cash has compelled it to reduce subsidies. This measure was announced after the elections and it will be implemented starting in 2012. However, it does speak of a need for an adjustment on the fiscal front.

1Temporary data. Average increase until November 2011. annual report / financial information 2011

Tax revenues grew, year-on-year, at a 31% rate. The main source of funds was Value Added Tax, which contributed 29% of the total tax collections for the year, which was similar to 2010. At the same time, the taxes associated to foreign trade stood for 13% of the total and showed a 21% annual increase.

Additionally, the public sector behaved expansively thanks to the transfers of revenues from the Central Bank to the treasury, with this fiscal policy being controversial because a good part of such revenues are in fact an accounting entry that has no correspondence to the foreign exchange market (the effect of the variation in the foreign exchange rate on reserves). Public expenditures continued to grow fast, in line with the upward trend and they grew at an average annual rate of 36%. The main increases were in Transfers to the Private Sector (38%) and Interest in local currency (79%). In turn, Capital expenditures rose, on an annual average, by 16%.

Primary Expenditures above nominal GDP

40%

35%

30%

25%

20% %

15%

10%

5%

0%

-5% Jul-05 Jul-07 Jul-04 Jul-06 Jul-08 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Jan-04 Jan-06 Jan-08 Jan-05 Jan-07 Jan-09 Jan-10 Oct-05 Oct-07 Jan-11 Oct-04 Oct-06 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Apr-04 Apr-05 Apr-06 Apr-07 Apr-08 Apr-09 Apr-10 Oct-11 Apr-11

2004-2008 Average % Primary Expenditure Var-%Nominal GDP Var Source: Estudio Alpha

Current revenues, in turn, rose at an annual average rate that was smaller than that seen in expenses (25%), which detracted heavily from the Primary surplus. This growth was led by the Non-tax revenues, which increased by an annual average of 42% and by Contributions to Social Security (32%). As a result, the Primary surplus stood at $4,920 million, 80% below the value seen in 2010.

109 Monetary sector The uncertainties caused by the presidential elections accelerated the pace of the capital flights. This was one of the problems that caused the most concern in the foreign exchange market as it emphasized the shortfall of capitals. It was due to the high level of foreign exchange hoarding that the Central Bank raised interest rates.

Evolution of monetary base Monthly average

I-11 II-11 III-11 IV-11

MONETARY BASE Variation 2,807 4,215 4,563 6,727 Currency Purchase 4,247 3,944 -2,600 -2,286 Public Sector 2,443 614 3,552 3,756 BCRA Sterilization -3,753 -406 3,568 5,064 Repo and Rediscounts -1,294 947 -41 -484 BCRA Government Securities -2,458 -1,353 3,610 5,547 Other -130 63 43 193

Growth Base (year-on-year %) 23.8% 35.5% 35.7% 54.7% Source: Estudio Alpha

Total deposits grew by 22% year on year, 10 percentage points less than they had grown in 2010. Private deposits grew at a year-on-year rate of 26%. Actual rates continued to be negative in 2011 in spite of the rate increase at the end of the year. Fixed term deposits reacted positively to the increase in rates close to an annual 20%. These deposits grew by 34% year on year.

It was only in the last two months of the year that a slow-down was perceived not only in loans but also in deposits. Money creation slowed down by 0.4% per month in the last two months of the year, private deposits stopped growing and corporate loans fell noticeably.

Percentage of Credits to Private Companies (Lends + Discounts)

Annual % 60 Rate

50

40

30 110

20

10

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Oct-09 Oct-10 Apr-09 Apr-10 Oct-11 Apr-11 annual report / financial information 2011

Decrease of Active Rate to Companies (Documents Discount) Annual % 25 Rate

20

15

10

5

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jun-09 Jun-10 Jun-11 Oct-09 Oct-10 Oct-11 Apr-09 Apr-10 Apr-11 Feb-09 Feb-10 Feb-11 Dec-09 Dec-10 Dec-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Aug-09 Aug-10 Aug-11 Nov-09 Nov-10 Nov-11 Sept-09 Sept-10 Sept-11 May-09 May-10 May-11

Active rate (Documents Discount)

The demand for credit exhibited a recovery that went hand in hand with the improvement in the sales prospects and thanks to individuals enjoying increased job stability. During the first three quarters of the year, the improvement in liquidity conditions led to a reduction in interest rates. The BADLAR rate attained average 11.3% levels, and reached the end of the year at approximately 15%. By the end of the year there was a turnaround in the situation caused by the adjustment in the market’s general liquidity.

Active and Passive Interest Rates

35

30

25

20 % 15

10

5

0 Jul-09 Jul-10 Jul-11 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jun-09 Jun-10 Apr-09 Feb-09 Oct-09 Oct-10 Apr-10 Apr-11 Feb-10 Feb-11 Jun-11 Oct-11 Sep-09 Sep-10 Dec-09 Dec-10 Sep-11 Dec-11 Mar-09 Mar-10 Mar-11 Nov-09 Nov-10 Aug-09 Aug-10 Nov-11 Aug-11 May-09 May-10 May-11 111 Badlar Retail Time Deposits in Private Bank Documents Discount Source: Estudio Alpha based on Central Bank data THE WHOLESALE ELECTRICITY MARKET Substation (WEM)

Rate of growth in demand Compared to 2010, the rate of growth in the demand for electricity rose by 5.1% in 2011. The following chart illustrates the rate of growth in the demand for electricity for the period 1992/2011:

Evolution of Growth in Demand

9.0%

8.0% 7.4% 7.5% 7.0% 7.0% 6.1% 5.9% 6.0% 6.0% 5.9% 5.9% 6.0% 5.6% 5.5% 5.2% 5.1% 5.0% 4.7%

4.0% 3.7% 3.7% 3.6% 2.9% 3.0% 2.0% 1.0% 0.0% -1.0% -2.0% -3.0% 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Source: Cammesa

Electricity Generation The following graph illustrates the performance of installed capacity and the cumulative growth of peak demand since the year 2001:

Generation Growth vs. Demand Growth

35,000 60%

29,442 30,000 28,144 50% 26,227 27,044 24,079 24,033 24,406 25,000 23,190 23,617 23,280 23,810 48% 40% 35% 43% 32% 20,000 30% 26%

15,000 20% 20% Demand Growth 15% Installed Power [MW] Installed Power

10,000 7% 10% 3% 0% 5,000 -4% 0%

112 0 -10% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Installed Power Accumulated Demand Source: CAMMESA Growth since 2001 annual report / financial information 2011

Installed capacity for electricity generation rose by 4.6% (1,298 MW) in 2011 when compared to the previous year. This growth may be mainly attributable to the following generation facilities:

• Yacyretá Hydroelectric Power Station (maximum dam level): 450MW.

• Loma de la Lata Thermal Power Station (combined cycle closure): 165MW.

• ENARSA Distributed Generation: 186 MW (in 11 locations).

The following chart illustrates the percentage share in the supply of electricity generation installed in the Argentine Interconnected System according to its origin (hydraulic, thermal and nuclear):

Type of Installed Generation at December 2011 (Total Capacity: 29.44 GW)

HYDRAULIC Turbo Steam 37% 26% Diesel 5%

THERMAL Combined Cycle 60% 49%

Turbo Gas 20% NUCLEAR 113 3%

Thermal generation was the main source of power supply with a 61.9% share, followed by hydroelectricity generation with a 33.1% share and with nuclear generation standing for the remaining 5.0% share, as illustrated in the following chart. Domestic Gross Generation 2011 (121,020 GWh)

NUCLEAR 5.0%

HYDRAULIC 33.1% THERMAL 61.9%

The usage of energy resources in the proportions described above was maintained throughout 2011, as illustrated below.

Type of Generation Year 2011

Power 12,000 [GWh]

10,000

8,000

62.3% 65.9% 6,000

4,000 114 2,000 33.9% 29.5%

0 Jul-11 Jan-11 Jun-11 Apr-11 Feb-11 Oct-11 Sep-11 Dec-11 Mar-11 Aug-11 Nov-11 May-11

Thermal Hydraulic Nuclear Source: CAMMESA annual report / financial information 2011

In addition, thanks to the energy integration agreements executed by MERCOSUR, energy trade with Brazil, Paraguay and Uruguay amounted to imports for 2,412 GWh (mainly in the winter time) and exports for 275.3 GWh. The following chart shows the energy imports and exports throughout the year.

Imports-Exports Evolution 2011

800

700

600

500

400 GWh 300

200

100

0

-100

-200 Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sept Oct Nov Dec

Exports Imports Source: CAMMESA

The year 2011 also saw successive instances of peak power that exceeded the maximum amounts posted for 2010, with the biggest being that of August 2011, which entailed 21,564 MW, that is, a 3.5% increase compared to the maximum peak for 2010.

The following chart describes the maximum power values since 2001:

Evolution of Maximum Power Generation

Power 25,000 3.5% demand 21,564 [MW] 20,843 19,126 19,566 20,000 18,345 17,395 16,143 15,032 14,061 14,359 15,000 13,481

10,000 115 5,000

0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Only MEM MEM+MEMSP

Source: CAMMESA Electricity Prices and Wholesale Electricity Market Funds During the period January/May 2010 and October/December 2010, Argentina’s Energy Secretariat maintained seasonal prices – payable by the Distribution Companies’ customers – as established in the Resolution SE No. 1.169/08 whereby new seasonal prices for electricity had been enforced starting on November 1, 2008 according to the type and level of consumption. Resolution No. 1.169/08 implemented rises for users who consume more than 1,000 kWh per each two-month periods whilst the prices in force since 2001 continued to be applied to the residential users with demands of less than 1,000 kWh/two-month period.

In turn, the Resolution SE No. 347/10 provided for the application of differential prices for the periods June/July 2010 and August/September 2010 as illustrated below:

Compared Actual Mean Monomic Prices vs. Sanctioned

$/MWh 450 416.8 420.3 400 348.9 361.3 350

300

250 232.1 211.5 219.5 200 185.6 181.5 179.3

150

100

50

0 Jul-11 Jan-11 Jun-11 Apr-11 Feb-11 Oct-11 Sep-11 Mar-11 Aug-11 May-11

Actual Monomic Spot Electricity Price Large Users [>300kW] Mean Consumption [10kW2800 kWh/bim] Commercial Users [Consumption<4000 kWh/bim] Commercial Users [Consumption>4000 kWh/bim]

Illustrated above is the actual performance throughout 2010 of the seasonal price as ordered by the Energy Secretariat and the monthly mean monomic spot hourly price in the market during the period January-October 2011.

116 annual report / financial information 2011

Besides, with a view to efficiently applying the funds that the Argentine Government earmarks for subsidizing the electrical sector, the Resolution SE No. 1.301/11 laid down the Non-subsidized Reference Seasonal Prices of Electricity for the period November 2011 - April 2012.

And the Resolution SE No. 1.301/11 also approved a list of Activities and Parties that shall bear the unsubsidized prices for the supply of Electricity, Natural Gas and Drinking Water.

The following graphic shows the evolution of the Non- subsidized seasonal price of the energy, stated by the SE.

Non-subsidized 350 320 Seasonal Prices [$/MWh] 300

250 237

200 177 150 150

100

50

0 Res. SE 652/09 Res. SE 666/09 Res. SE 202/11 Res. SE 1301/11

Finally, it must be underscored that Resolutions No. SE No. 240/03 and 406/03 were still in force during 2011 in order to control the wholesale price recognized in favor of electricity generation companies 117 and to ensure that the various Wholesale Electricity Market creditors (generation and transmission companies, etc.) were given priority in terms of claim settlement. In this respect, pursuant to the application of the Resolution No. 406/03, the monthly amounts owed to transmission companies were fully cancelled during 2011. System Expansion

Performance of the High Voltage Transmission System The following graph shows the accumulated growth in transformation capacity and kilometers of lines in the High Voltage Transmission System for the years 1996, 2000, 2005, 2008, 2009, 2010 and 2011 compared to the year 1992.

Federal Plan 100% 91% 87% 90%

80% 75% 70% 67% 70% 64% 60% 62% 60%

50%

40% 34% 34% 34%

30% 25%

20% 15% 16%

10% 0% 0% 1992 1996 2000 2005 2008 2009 2010 2011

Accumulated evolution of the transformation capacity Accumulated evolution of the km of lines

As illustrated above, the High Voltage Transmission System has seen outstanding growth since 2005 mainly due to the implementation of the 500 kV Transmission Federal Plan.

Federal Plan for 500 kV Electricity Transmission 118 The implementation of the Federal Plan for 500 kV Electricity Transmission has furnished the National Interconnection System with increased stability by improving the conditions to meet growing demands.

Large quantities of equipment were incorporated into the transmission system during 2011. The following is a detail:

North East Argentina (NEA) – North West Argentina (NOA) Interconnection

• The Cobos – San Juancito and Chaco – Resistencia tranches plus the new San Juancito and Chaco Substations went live in July 2011. annual report / financial information 2011

• The Cobos – Monte Quemado and Monte Quemado – Chaco tranches plus the new Monte Quemado Substation went live in August 2011.

These 755 kilometers of 500 kV and 750 MVA transforming capacity line have linked North West Argentina to North East Argentina.

Comahue – Cuyo Interconnection

• The Gran Mendoza – Río Diamante tranche plus the new Río Diamante Substation went live in May 2011.

• The Agua del Cajón – Río Diamante tranche went live in September 2011.

These works have linked the Comahue area to the Cuyo area through 707 kilometers of 500 kV and 300 MVA transforming capacity line.

It was thanks to the execution of these works that the transmission system went from a radial grid design to a mesh grid design, affording increased reliability in the event the transmission lines went out of service.

The Atucha II Substation went live in November 2011: the Ramallo – Gral. Rodríguez 500 kV Extra High Voltage Transmission Line was sectioned in order to enable the interconnection of the new Atucha II Nuclear Power Plant to the interconnection system as soon as it is commissioned.

Works covered by the Resolution SE No. 1/2003

Reserve Transformers Within the framework of the plan of works endorsed by the Resolution SE No. 1/2003, reserve transformers were to be installed, including rapid connection equipment in the strategic nodes in the grid.

At the end of the fiscal year, the works had concluded in the following transforming substations:

Resistencia Substation This project comprised the civil works and the ancillary facilities to connect a 500/132 kV transformer, with 300 MVA capacity as a back-up. The contract totaled $ 5.0 million.

These works were commissioned on December 9, 2011.

Paso de la Patria Substation This project comprised the civil works and the ancillary facilities to connect a 500/132 kV transformer, with 300 MVA capacity as a back-up, using the 500 kV and 132 kV fields existing at the Substation. The agreement, including the civil works and the assembly, totaled $ 7.0 million.

These works were commissioned on November 13, 2011.

Henderson Substation Enhancement The installation of a new transformer with 300 MVA capacity at the Henderson Substation came to an end: it substitutes for the T2HE transformer with 200 MVA capacity which will now be used as 119 a back-up.

These works entailed the acquisition and installation of a 500/138/13.8kV transformer with 300 MVA capacity, with the feeder service equipment at 500 kV and the egress field at 132 kV plus the step-up transformer for the feeder service equipment at 132kV to the Transba substation.

This contract totaled $ 6.0 million, plus US$ 4.0 million.

These works were commissioned on December 23, 2011. Northern Argentina’s Comprehensive Automatic Generation Disconnect [DAG DIN] Northern Argentina’s Comprehensive Automatic Generation Disconnect is an automated mechanism for generation disconnects and incident treatment for the NEA-NOA transmission system linked to the NEA-NOA 500 kV Interconnection. This automation was installed in two sections, namely the North West Argentina Automatic Generation Disconnect and the North East Argentina Automatic Generation Disconnect, which were renewed and enhanced thanks to the incorporation of new Power Line Communications in the transforming substations and generators and then fully adapted to be fully comprehensive (NEA-NOA loop closure).

This system relies on an associated communications system whose infrastructure comprises the new systems incorporated into the NEA-NOA Interconnection.

The independent transmission companies, INTESAR and LINSA, responsible for the construction works, hired Transener for it to undertake the engineering, assembly, testing and commissioning of Northern Argentina’s Comprehensive Automatic Generation Disconnect.

These works were commissioned in stages, in harmony with the progress made by the execution of the NEA-NOA Interconnection which was fully operational on October 4, 2011.

CALINGASTA – RODEO / IGLESIA Interconnection This Interconnection comprises the construction of a 500kV Extra High Voltage Transmission Line that will be approximately 96 km-long, between the Rodeo/Iglesia and Calingasta substations, located in the Iglesia and Calingasta departments, respectively, in the Province of San Juan.

The Works Execution Committee awarded the execution of these works to the firm ECLESUR S.A. for an amount of $ 227.5 million.

Initially, these works will operate at 132 kV pending the closure of the interconnection between the future 500 kV Substation in San Juan and the future Rodeo Substation.

Transener is responsible for maintaining that interconnection at the beginning and then, once it is operated at 500 kV, it will be made an integral part of the network awarded in concession to Transener.

The following illustrates the highlights in terms of additions of transforming equipment and transmission lines since 1999 and the projected additions of equipment for the period 2012 to 2014.

120 annual report / financial information 2011

• IV Line Comahue – Bs. As. 1999 • Agua del Cajón – Chocón Oeste (+ 1,344 km) 2006 • Choele Choel – Pto. Madryn Interconnection (+ 354 km)

• Mendoza – San Juan Interconnection 2007 (+ 177 km) • Yacyretá Third Tranch 2008 • Pto. Madryn – Pico Truncado Interconnection • Río Coronda Line • Recreo – La Rioja Interconnection 2009 (+ 1,508 km) (+ 150 km) 2010 • NEA – NOA Stage I Interconnection (+ 446 km) • NEA – NOA Interconnection Close 2011 • Comahue – Cuyo Interconnection (+ 1,462 km) 2012 • Pico Truncado – Río Turbio – Río Gallegos Interconnection • Rosario Oeste – Río Coronda Interconnection (+ 559 km) • Rincón Sta. María – Resistencia Interconnection 2014 • Lavalle Substation – Sgo. Del Estero Substation (+ 414 km)

• Rosario Oeste Substation 1999 (+ 300 MVA)

2000 • Recreo Substation (+ 150 MVA) • Salto Grande Substation • Ramallo Substation 2001 • Luján Substation • Macachín Substation (+ 600 MVA) 2005 • Henderson Substation (+ 100 MVA) • Puerto Madryn Substation • Campana Substation 2006 • Recreo Substation • Santo Tomé Substation (+ 900 MVA) 2007 • Rosario Oeste Substation • Almafuerte Substation • Santa Cruz Norte Substation (+ 900 MVA) • San Isidro Substation 2008 • Mercedes Substation (+ 750 MVA) • La Rioja Sur Substation 2009 • Ramallo Substation • Cobos Substation (+ 600 MVA) 2010 • Gran Formosa Substation (+ 750 MVA) • Chaco Substation • Monte Quemado Substation 121 2011 • San Juancito Substation • Río Diamante Substation • Arroyo Cabral Substation • Río Santa Cruz (+ 1,050 MVA) • Henderson Substation Substation 2012 (+ 1,050 MVA) • Esperanza Substation • Cortaderal Substation 2013 • Malvinas Argentinas Substation • Río Coronda Substation • Ramallo Substation (+ 450 MVA) • 25 de Mayo Substation • Santiago del Estero 2014 • Paraná Substation Substation (+ 1,800 MVA) Prospects of Enhancements in the Transmission Network

1. Works under the Federal Plan for Transmission

The addition of a further 973 km of 500 kV line and of 3,300 MVA transforming capacity is envisaged for the period 2012-2014, with the most relevant projects being:

Pico Truncado – Río Turbio – Río Gallegos Interconnection

• Construction of the 500kV Extra High Voltage Transmission Lines between Santa Cruz Norte and Río Santa Cruz (392 km), Río Santa Cruz and Esperanza (167 km). Two new Substations: Río Santa Cruz 500/132/13.2 kV (150 MVA) Substation and Esperanza 500/220/13.2 kV (300 MVA) and 220/132/13.2kV (100 MVA) Substation. • Estimated cost of the works: $ 2,418 million. • Commissioning scheduled for: September 2012. • Status: construction in progress.

West Rosario – Río Coronda Interconnection

• Construction of the 500 kV Extra High Voltage Transmission Line between West Rosario Oeste and Río Coronda (67 km). • Cost of the works: $ 326.9 million. • Commissioning scheduled for: January 2014. • Status: proceedings underway.

Rincón Santa María – Resistencia Interconnection

• Construction of the 500 kV Extra High Voltage Transmission Line between Rincón Santa María and Resistencia (270 km). • Estimated cost of the works: $ 964.1 million. • Commissioning scheduled for: October 2014. • Status: proceedings underway. 122 2. Works as per the Resolution SE No. 1/2003 and 821/2006

Substation 25 de Mayo

• Sectioning of the Extra High Voltage Transmission Line between Henderson – Ezeiza 2. • Installation of a 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Expansion of Transba’s 132 kV system. • Estimated costs of the works: $ 198 million. • Main beneficiary: EDEN. • Status: call for bids underway. annual report / financial information 2011

Henderson Substation

• Installation of a 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Estimated costs of the works: $ 34 million. • Main beneficiary: EDEN. • Status: in progress.

Alicurá Substation

• Enhancement of the 500 kV GIS bay. • Enhancement of the 132 kV switchyard. • Connection equipment for the T9AL 500/132 kV transformer with 150 MVA capacity. • Estimated costs of the works: $ 32 million. • Status: call for bids underway.

Malvinas Substation

• Provision of a back-up 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity for the Malvinas Argentinas Electrical Substation, and civil works and rapid connection equipment. • Estimated cost of the works: US$ 5.9 million. • Status: Works in progress.

Olavarría Substation

• Civil works and fast connection equipment for a back-up 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Estimated cost of the works: US$ 3.15 million. • Status: In progress.

3. Other Works in Progress

There are other highly significant works currently in progress, as follows:

Arroyo Cabral Substation

• Sectioning of the Extra High Voltage Transmission Line between Almafuerte – Rosario Oeste. • Installation of a 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Estimated cost of the works: $ 150 million. • Main beneficiary: EPEC.

123 4. Other works to be undertaken by agents of the Wholesale Electricity Market and undergoing regulatory proceedings ➢ Río Coronda 132 kV Electrical Substation

• Installation of a 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Construction of a 132 kV switchyard with five grid exit points and ancillary works. • Estimated costs of the works: $ 120 million. • Main beneficiary: EPESF.

Paraná Electrical Substation

• Sectioning of the Santo Tomé – Salto Grande Extra High Voltage Transmission Line. • Installation of two 500/132 kV transformers with 300 MVA capacity. • Estimated costs of the works: $ 174 million. • Main beneficiary: ENERSA and EPESF.

Malvinas Electrical Substation– Third transformer

• Installation of the third 500/132 kV transformer with 300 MVA capacity. • Estimated costs of the works: $ 68 million. • Main beneficiary: EPEC. ➢ El Cortaderal Electrical Substation

• Construction of a new 500/132 kV Electrical Substation, “El Cortaderal” which will section the Extra High Voltage Transmission Line that ties Río Diamante to Agua del Cajón in the Comahue- Cuyo Interconnection. • Installation of a bank of single-phase transformers: 500/132/33 kV 3 x (50/50/16.66) MVA with a back-up phase. • Estimated costs of the works: $ 130 million. • Main beneficiary: Potasio Río Colorado.

La Deseada Electrical Substation

• New 500 kV Electrical Substation, “La Deseada”, to be linked to the Santa Cruz Norte Electrical Substation through a 15 km-long 500 kV line. • Estimated costs of the works: $ 46 million. • Main beneficiary: GUASCOR.

Gastre Electrical Substation

• New 500/132 kV Electrical Substation, “Gastre” with two 800 MVA transformers. • 320 km of line at 500 kV from the Piedra del Águila Electrical Substation to the new Gastre Electrical Substation. • Estimated costs of the works: $ 560 million. • Main beneficiary: GEASSA. 124 annual report / financial information 2011

Tariff situation The Emergency Law No. 25,561, which fixed the prices and tariffs of the public services companies’ contracts in Pesos at the exchange rate of Peso 1 for each US$1, has imposed the obligation to renegotiate the concession agreements with the National Government to those companies that provide public services, such as Transener and Transba, while continuing to render the service. This situation has significantly affected the economic and financial situation of the Company and its subsidiary Transba.

In May 2005, Transener and Transba entered into the Definitive Agreements with the representatives of the Unit for the Renegotiation and Analysis of Public Utility Contracts (“UNIREN”), which contain the terms and conditions for the renegotiation of the Concession Contracts, which had been ratified by National Executive Branch Decrees Nos. 1,462/05 and 1,460/05, respectively, on November 28, 2005.

According to the guidelines stated in the mentioned Definitive Agreements, the following was foreseen: i) to carry out a Full Tariff Review (“FTR”) before the ENRE and to determine a new tariff regime for Transener and Transba, which should have come into force during the months of February 2006 and May 2006, respectively; and ii) the recognition of the major operating costs incurred in the interim period up to the moment in which the tariff regime comes into force as a consequence of the above-mentioned FTR.

Since 2006 Transener has communicated to the ENRE the need to regularize the fulfillment of the commitments settled in the Definitive Agreement, describing the breaches of commitments established in that Agreement on behalf of said regulatory authority, the serious situation arising from such breaches, and its availability to continue with the FTR process, as long as the remaining commitments assumed by the parties continue in force, and the new tariff regime arising from the FTR process is resolved. Transba has presented before the ENRE similar requirements to those of Transener’s but adapted in terms of time and investment, as provided in the Definitive Agreement.

On July 30, 2008, through Resolutions SE No. 869/08 and 870/08, the SE extended the contractual transition period for Transener and Transba, respectively, up to the effective enforcement of the regime resulting from the FTR, thus fixing such date for February 2009.

Transener and Transba submitted their respective tariff proposals, based on the term stated in the Definitive Agreements, and also in accordance with the Law No. 24,065, for the purpose of dealing with the matter, calling for a Public Hearing and defining a new tariff regime.

In spite of that, as of December 31, 2011, the ENRE has not called for a Public Hearing yet, and did not deal with the tariff requirements demanded by Transener and Transba within the FTR framework.

On the other hand, due to the increase in labor and operating costs incurred from 2004 until now, Transener and Transba, every quarter continued certifying the costs variations actually incurred, filing the respective claims before the ENRE, in order to readjust the Company’s regulated remuneration according to the clauses established in the Definitive Agreements for such purpose.

In that sense, and notwithstanding a partial adjustment on account of for the result of the FTR, which was set forth as from July 1, 2008 through ENRE Resolutions N° 327/08 and 328/08, Transener and Transba, have unsuccessfully requested the ENRE to schedule the administrative acts for the recognition in the tariff of the cost increases occurred after the Definitive Agreements have been entered into, which led to the initiation of judicial claims. 125

The UNIREN has stated that the mechanism of monitoring of costs and regime of service quality had been foreseen up to the enforcement of Transener and Transba’s respective FTR and that the delay in the definition of said process is not attributable to the Concessionaires and it could not lead to undermine their rights. On December 21, 2010, the Instrumental Agreements (the “Instrumental Agreements”) related to the Definitive Agreements were entered into with the SE and the ENRE, setting forth as follows:

(i) the recognition of Transener and Transba´s credits resulting from the variations of costs occurred during the period June 2005 – November 2010, which have been calculated according to the costs variation index (CVI) foreseen in the Instrumental Agreements; (ii) the mandatory cancellation of the financing received from CAMMESA, through the cession of credits resulting from the recognition of the above-mentioned variations of costs; (iii) a mechanism of cancellation of the pending balances, during 2011; (iv) the recognition of an additional amount to receive from CAMMESA for capital expenditures in the system, for an amount of Pesos 34.0 million for Transener and Pesos 18.4 million for Transba; (v) a procedure for the updating and payment of the cost variations, arising from the sequence of the semesters as from December 1, 2010 up to December 31, 2011; (vi) the withdrawal of the judicial claims for delay, asking for the recognition of major costs and the need of calling a Public Hearing in order to carry out the FTR.

CAMMESA made an estimation of the amounts owed to Transener and Transba due to variations of costs occurred during the period June 2005 – November 2010 up to January 17, 2011. The mentioned amounts were as follows:

Differences for Connection and Capacity Millions of Pesos Transba Transener Total

Principal 75.9 189.3 265.2 Interests 43.2 104.8 148.0 Total 119.1 294.1 413.2

The results arising from the recognition of the variation of costs on behalf of the Secretariat of Energy and the ENRE has been registered up to the amounts received through the CAMMESA Financing. Consequently, Transener has recognized revenues for the amount of $ 19.8 million and $ 47.9 million 126 and interest income for the amount of $ 22.0 million and $ 61.7 million, for the fiscal years ended December 31, 2011 and 2010, respectively.

In the same way, Transba has registered results due to the recognition of the variations of costs on behalf of the Secretariat of Energy and the ENRE up to the amounts received through the CAMMESA Financing. Consequently, Transba has recognized revenues for the amount of $ 7.8 million and $ 14.0 million and interest income for the amount of $ 9.7 million and $ 19.0 million, for the fiscal years ended December 31, 2011 and 2010, respectively. annual report / financial information 2011

According to what was stated in the Instrumental Agreements, on May 2, 2011 new extensions of the Financing Agreements (Addendas II) were entered into with CAMMESA, which provide the following: i) the amounts received as of January 17, 2011 by Transener and Transba by virtue of the loans granted by the CAMMESA Financing would be cancelled, ii) a new loan for Transener and Transba for the amount of Pesos 289.7 million and Pesos 134.1 million respectively, corresponding to the credits recognized by the SE and the ENRE resulting from the variations of costs occurred during the period June 2005 – November 2010 would be granted, and iii) all the amounts owed to the Company by mayor costs as of November 2010 under the Instrumental Agreements would serve as a guarantee for the Addendas II.

It must be pointed out that the funds that comprise the new loans under the Addendas II will be destined to the operation and maintenance and to the 2011 capital expenditure plans; and will be disbursed through partial payments in advance according to the availability of funds on behalf of CAMMESA, according to the instructions of the SE.

However, such commitments are not being met in full since as of December 31, 2011 the amounts received from CAMMESA do not reach 21% of the corresponding amounts for variations of costs from June 2005 to November 2010, and the Company did not receive any amount for the remuneration adjustment that should have been applied from December 1, 2010.

CAMMESA continued to pay the remuneration to Transener and Transba, for the electric power transmission public service applying the same values as established in ENRE’s Resolutions N° 328/08 and 327/08, and not applying the values indicated in the Instrumental Agreements with the cost variation adjustment, which were informed by the ENRE to the SE through Note Nº 99.868 on June 21, 2011, according to Clause 1, Subsection B) of the Instrumental Agreement.

Thus, the remuneration adjustments as from December 1, 2010, the payment of the credits for this concept and the interests accrued up to its effective cancellation are still pending. Said amounts should be included in new Addendas, to be entered into with CAMMESA.

Due to the delay above-mentioned, the Company asked the SE to adopt the corresponding measures in order to regularize the disbursements foreseen in the Addendas II in such a way that they are made within the deadline established in the Instrumental Agreements.

Likewise, the company asked the SE to instruct CAMMESA to proceed to carry out the extension of the Financing Agreements for the amounts resulting from the calculations made by the ENRE for the semesters initiated as from December 2010.

127 CAMMESA Financing - Res. SE 146/2002 As a result of the delay in the implementation of the cost variations adjustments according to the guidelines stated in the Definitive Agreements, on May 12, 2009, Transener and Transba entered into Financing Agreements with CAMMESA for an amount up to Pesos 59.7 million and Pesos 30.7 million, respectively. On January 5, 2010, extensions of the above-mentioned agreements were subscribed for an amount up to Pesos 107.7 million and Pesos 42.7 million, for Transener and Transba, respectively (Addendas I).

As a consequence of the Instrumental Agreements entered into on December 21, 2010, the Company applied receivables recognized by the Secretariat of Energy and the ENRE due to variations of costs, as a cancellation of the financing received from CAMMESA.

According to what was stated in the Instrumental Agreements, on May 2, 2011 new extensions of the Financing Agreements (Addendas II) were entered into with CAMMESA, which provide the following: i) the amounts received as of January 17, 2011 by Transener and Transba by virtue of the loans granted by the CAMMESA Financing would be cancelled, ii) a new loan for Transener and Transba for the amount of Pesos 289.7 million and Pesos 134.1 million respectively, corresponding to the credits recognized by the SE and the ENRE resulting from the variations of costs occurred during the period June 2005 – November 2010 would be granted, and iii) all the amounts owed to the Company by mayor costs as of November 2010 under the Instrumental Agreements would serve as a guarantee for the Addendas II.

According to the above-mentioned, the situation at the end of the year was as follows:

CAMMESA Financing - Disbursements received Principal Accrued Interests Total Millions of Pesos

12/05/2009 al 31/12/10 132.6 10.0 142.6 1/01/2011 al 17/01/2011 7.0 0.8 7.8 18/01/2011 al 31/12/2011 85.0 - 85.0 224.6 10.8 235.4

The liabilities for the total amount of disbursements received as from December 31, 2011, have been cancelled through the cession of credits resulting from the recognition of the variations of costs, according to the Instrumental Agreements. After December 31, 2011 and up to date, the Company has received disbursements for the amount of Pesos 9.0 million.

In addition, on September 27, 2010, Transener entered into a financing agreement with CAMMESA under the same terms and conditions for up to US$ 2.3 million, in order to afford works of maintenance in the 500 kV circuit breakers of the Alicurá substation. As of December 31, 2011, Transener certified Pesos 1.2 million, and CAMMESA made the total disbursement of such amount. By virtue of the above-mentioned Instrumental Agreement, CAMMESA is not expected to go on making disbursements. The repayment of the amounts received will be made in eighteen installments as from January 2012, accruing an interest rate equivalent to the average yield obtained by CAMMESA 128 in the financial investments of the WEM. annual report / financial information 2011

SUMMARY OF OPERATIONS

Operation and Maintenance

Service Quality As it was also discussed in the 2010 Annual Report, in recent years the National Interconnected System has been subject to loads that increase from one year to the next, with a maximum power demand for 2011 at 21,564 MW (20,843 MW in 2010) in the month of August as a result of the severe cold spell that gripped the country. By the end of 2011 the Company saw that the amount of power demanded in the summer was about to be surpassed as well, at approximately 20,513 MW (20,209 MW in the month of December 2010). The same holds true from the standpoint of energy, as demand peaks span longer periods and thus the amounts of energy are larger.

There is a clear difference between the characteristics of these loads, depending on whether they occur in summer or in winter. Whilst in the summer the loads are inductive, due to the high impact of air conditioning equipment, in winter time these loads are mostly resistive because of heating. Vis-á-vis all the operational technical matters, winter loads represent a lesser impact on the system as the equipment are at lower ambient temperature and the current requesting them are of a better power factor than those occurring in summer time. In the summer, ambient temperatures are very high and on top of the requests inherent in the summer, there is the ambient temperature that puts additional strain on the equipment.

In spite of the huge volume of requests placed on the system, service quality throughout 2011 was totally acceptable considering the requirements imposed on a company such as Transener. The year 2011 has come to an end in Transener with a rate of failures of 0.33 faults every 100 kilometers of line, which is compatible with the generally accepted international parameters applicable to companies that manage and run extra high voltage transmission systems.

On August 17 there was a failure in the 800MVA capacity transformer No. 1 at the Ezeiza Substation. To substitute for it, at 2:00 pm on August 18, Transformer No. 7, with 800MVA capacity, came into service. There were no reports of fallen line poles due to tornadoes.

The following chart illustrates the rate of failures in 500 kV lines every 100 kilometers related to the service provided by the Company in the year 2011.

3.00 2.5 Failure Limit 2.50

2.00

1.50

1.00 Company Failures 0.91 0.88 0.68 0.61 0.56 0.52 0.50 0.56 0.59 0.60 0.51 0.55 0.48 0.45 0.48 0.47 0.39 0.44 0.35 0.40 0.40 0.41 0.33 0.34 0.30 0.33 0 129 Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Jul Dec Jan-00 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Besides, Transener’s degree of compliance with its maintenance plans has been 95% (January – December) with the huge volume of requests placed on the equipment and the system, there were instances when it was simply impossible to disconnect the equipment, which explains why some maintenance tasks were not accomplished. This situation forces us to prepare a special schedule which, without affecting end users, allows us to proceed with the intervention. It must be highlighted that, to the extent possible, Transener applies best practices in high voltage work in all of its premises.

It needs to be highlighted that such maintenance tasks have been performed with absolute efficiency: though the need has arisen for paying high amounts as overtime due to the maintenance work being done on weekends and/or holidays so as not to affect end users and as travelling expenses due to our personnel having to travel to other sites, Transener has managed those operating expenses reasonably and responsibly in the light of the freeze on tariffs that has been dragging on for too long already.

The changes in the degree of compliance with the Company’s maintenance programs in the period 2003 through 2011 are as follows:

Maintenance Program Compliance

% 100

99

96 95

91 90 90 89

85 85

75 130 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

As of December 2011 annual report / financial information 2011

Insvestments made The following chart illustrates the investments made by the Company in capital Expenditures since 1998.

Performance of Cummulative Investments Period July 1998 - December 2011

Millions 850 750 650 585 550 450 566 350 250 150 50 -50 Jul-1998 Jul-2005 Jan-2002 Jan-2009 Jun-2001 Jun-2008 Oct-2003 Oct-2010 Apr-2000 Apr-2007 Feb-1999 Feb-2006 Sep-1999 Sep-2006 Dec-2004 Dec-2011 Mar-2003 Mar-2010 Nov-2000 Nov-2007 Aug-2002 Aug-2009 May-2004 May-2011

Investments (Year 2011: Appendix II and III Instrumental Agreement Inv. + Federal Plan Inv. + Non Regulated Inv.) Total Executed + C.W. committed (including Transformer 1 Ezeiza substation)

Network Planning and Operation

Transener Control Centers (COT)

1. Operators: Permits

The permits granted and/or renewed in the course of 2011 were as follows: 3 to the position 131 responsible for the Shift, 10 to COT Shift Operators, 15 to Regional Center Operators and 87 to Transforming Substation Technicians. The permits of the rest of the personnel remain valid until the expiration of the terms established in Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA)’s Technical Procedure No. 15.

2. Transforming Substation Handbooks

Update of the Operating Handbooks for the Ezeiza, Bahía Blanca, Villa Lía, Santa Cruz Norte, Santo Tomé, Manuel Belgrano y Coronda Substations. The proposed version No. 5 of the Operational Handbook for the Luján Substation was distributed. The Operating Handbooks for the La Rioja Sur, El Bracho and Rincón Substations are currently being updated. 3. Information Technology Modules

Meetings were held amongst the Center of Operations, the COTDT, IO and Information Systems to establish criteria and lay down specifications in order to unify the three modules used in the COT (the Technical Limitations, Log Book and Service Developments).

4. Transener’s Maintenance Facilities Request System

In April 2011 this area worked on the intervention known as “In-Process Maintenance Management” to coordinate maintenance services. The LT Module was adapted to it. The Module’s functions are being optimized to render coordination agile. Automatic notices are still pending consummation.

The process to commission version 13 of the Service Order No. 3 is undergoing its final stage.

5. Technical Limitations

- Opened and closed during 2011

T1ZN Failure in the operation of the load voltage regulation mechanisms that required a technician’s visit to verify operation. The Technical Limitation was opened on March 9, 2011 and closed on July 6, 2011.

- Opened in the year 2011 and still open

T2LU Prevent the load voltage regulation mechanism from going through position 8; provide for the ability to work at the lower or higher maximums. A process was detected of combustible gases generating in the oil.

6. Post-Operational Analysis

Together with Operations Engineering, post-operational analyses have been conducted since May, in order to improve the content and accuracy of the operational communications between the COT Operators, the Substation Technicians and the Operators of other Control Centers.

Also under analysis are the information recorded in the On-Duty Book Module and its order.

7. Recovery of the Electrical Network in the event of collapse

The procedure to recover the high voltage network after a collapse was updated. The new procedure provides for new installations during the year.

Operations Engineering As regards the operation of the Automatic Generation Disconnect mechanisms, they have been supervised and all necessary studies and changes have been performed in harmony with the evolution of the Argentine Interconnected System.

132 Studies were conducted and the implementation of mechanisms that are ancillary to the Automatic Generation Disconnect mechanism were coordinated at the Malvinas, Puelches and Luján substations.

Electrical studies were performed during the year as required for special operating conditions in the System, both for lengthy outages and for scheduled maintenances.

The operational studies required for the Río Diamante 500 kV Substation and for the Agua de Cajón- Río Diamante and Río Diamante-Gran Mendoza 500 kV lines to come live were performed with the Comahue-Cuyo interconnection being thus closed. annual report / financial information 2011

In addition, the operational studies necessary for commissioning the 500 kV substations in Monte Quemado and Chaco and the Cobos-Monte Quemado and Monte Quemado-Chaco 500 kV lines were also performed thus closing the NEA-NOA corridor, the San Juancito 500 kV Substation and the Cobos- San Juancito 500 kV line.

The assessment under the second stage technical feasibility electrical studies (CAMMESA’s Technical Procedure No. 1) in the Río Santa Cruz-Santa Cruz Norte and La Esperanza-Río Santa Cruz 500 kV lines continued. This incorporation included the supervision of the new conceptual design of the reactor distributed automation.

The electrical studies required for updating the Company’s Black Start procedures were performed.

The closure of the Comahue-Cuyo and NEA-NOA corridors generated electrical studies to determine the new operation limits caused by these loop closures.

Reports of critical situations were generated for the 2011 winter season and for the 2011/2012 summer season.

Aid was lent to the Technical Area to assess the operational personnel with a view to renewing their licenses under the Technical Procedure No. 15.

A study was conducted of the procedures and the operation of the COT workers to prepare the specifications for the integrated application that covers the Log Book, Service Developments and Work License.

Other resources were also applied in the analysis of the operations, which included taping the communications. This resulted also in the generation of various failure reports.

A report was generated to formalize the interaction amongst the Regional Departments, the Maintenance Management Area and the Network Planning and Operation Departments in connection with failure analyses.

This area also coordinated and monitored the preparation of the technical specification to renew Transener’s SOTR system.

The Company’s database of single-line diagrams was kept updated.

133 Operation Network Management The following were the highlights for the year:

• Implementation of the information security procedures recommended as a result of BDO’s audit • Preparation of the technical specifications for the acquisition of a new SCADA-EMS system • Implementation of the Hot Spare procedures (the server at the Emergency Center) • Incorporation of the following nodes into Transener’s real-time operation system: • Agua del Cajón Substation enhancement • Chaco Substation • T7 at Ezeiza Substation • Monte Quemado Substation • T2 at Paso de la Patria Substation • Río Diamante Substation • San Juancito Substation • Enhancement at the Cobos Substation • T3 at the Resistencia Substation • T8 at the Ezeiza Substation • T7 at the Henderson Substation • Arroyo Cabral Substation • Atucha 500kV Substation

• Capacity enhancement at the Almafuerte CR to provide for the incorporation of the remote terminal units associated to the NOA side of the NOA-NEA works • Design and installation of the feeder board at the Ezeiza CR

Network Planning The following were the highlights for the year:

• Preparation of Transener S.A.’s 2012-2019 Reference Guide 134 • Assessment of the Electrical Studies associated to Access and Upgrade Technical Feasibility (Stage 1 – CAMMESA’s Technical Procedure No. 1) for the following projects: • Rosario Oeste Substation: enhancement at SIPAR’s transforming capacity • Vuelta de Obligado CT (CC Timbúes II) • Independencia Thermal Station - 2TG x 60 MW • R. Coronda-Rosario O. 500 kV Line • Rincón-Resistencia 500 kV Line • Río Diamante – Charlone 500 kV Line • GENREN - ENARSA: ESC (Italia) SSR studies on serial capacitors in Madryn • GENREN - ENARSA: UNSJ studies on electromagnetical transients on serial capacitors in Madryn annual report / financial information 2011

• Assessment of Design Electrical Studies (Stage 2 under CAMMESA’s Technical Procedure No. 1) for the following projects: • 13 de Julio - GECOR Thermal Station • Pilar CC • Comahue-Cuyo • NOA-NEA Phase 2 • Cold Line

• Services consisting in Stage 1 and/or 2 and other studies for third parties or internal customers performed with Transener’s own personnel or by contracting consultants for the following projects: • Almirante Brown 375 MW TG in Isla Talavera (E1) • Ramallo 500 kV Substation - Stage 2 in the enhancement (E1) • Lavalle and Sgo. del Estero Substations and new 500 kV Line to link them (E1) • Atucha II – Alternatives for fast generation reduction (E2) • Pampa’s mobile power generation equipment at Piquirenda Thermal Station (E1) • CAF: Bahía – Mar del Plata 500 kV Line (E1) • MD and RG serial capacitors - Studies (E1) • Ezeiza Substation - Bypass of two incoming lines

• Electrical studies or review of bid documents and/or technical licenses to promote, improve and/or proceed with the following projects: • Studies and preparation of the basic specifications for the electrical studies required to design the bank of serial capacitors at Puerto Madryn (ENARSA). • Genelba plus - TV for CC • Campana 500 kV Substation - Third 500/132 kV transformer • Belgrano II CC – Short-circuit request analyses and needs for voltage regulation at the block transformer • GENREN - ENARSA: sub-synchronous resonance studies for the Piedrabuena Thermal Station with new serial capacitors in Puerto Madryn • 5MAST1 new line – Special studies for the proposal

• Advisory services to customers: • GENREN - ENARSA: preparation of the wind energy generation requirements in Madryn for connection to 500 kV and installation of serial capacitors at the C.Choel – Pto. Madryn 500 kV Line • New 500 kV Substation at El Cortaderal – preparation of requirement for studies for Stage 2 • AES – A. Brown 375 MW Thermal Station: temporary and final studies and proposals for connection of the 500 kV system between Comahue and Buenos Aires • Cold line – Design and requirements for communications and automatisms

• Services consisting in studies and analyses for businesses abroad: • COES (Peru) – Assessment of the studies in the 500 kV transmission system studies amongst Carabayllo-Chimbote-Trujillo • COES (Peru) – Preparation of criteria for system design and isolation levels

135 Business Development

Engineering Services - Works When it came to the works for the expansion of the electrical system, Transener has focused its efforts on those works for which it has competitive advantages and it has prioritized the works to be performed on the 500kV system.

The execution of a major program of works to expand the transmission system has resulted not only in the growth of operation and maintenance services but also in significant demand for other services, such as: preparation of bid documentation, electrical studies, implementation of control systems over generation and demand (Automatic Generation Disconnect systems and Automatic Demand Disconnect systems), trials and commissioning for electrical substations.

For NASA’s new Atucha II Substation, the new transpositions were performed at both sides of the station. These were performed in three stages with minimum outages on weekends. The outcome was satisfactory.

The work at this station also comprised an adjustment in the protection systems, carrier wave communications and the Automatic Generation Disconnect mechanisms associated to it. The Stage II studies pending finalizing continued with the commissioning of the Atucha II power station in late 2012.

The proven track record, expertise and professional quality of Transener’s technical teams have been a determining factor in customers’ decisions to delegate upon them the performance of critical tasks.

In the course of 2011, this area prepared the technical bid documents for the interconnection to the new Santiago del Estero 500kV Substation, as well as the studies and the documentation necessary for access to the Argentine Interconnection System.

This area was responsible for the engineering work and the technical documents for the interconnection of the Ensenada and Hudson Substations through CAS at 132 kV for ENARSA. The technical bid documents for the new banks of capacitors for Transener’s Puerto Madryn substations were also prepared for ENARSA.

Besides, the tasks associated to the implementation of the Northern Comprehensive Automatic Generation 136 Disconnect came to an end. They had comprised the studies, the assembly of control and communications equipment and the commissioning of the new automation, which works had been covered by an agreement between INTESAR and LINSA. By the end of October, the works had been completed.

The testing work and the commissioning of the Río Diamante substation were finalized on the Comahue- Cuyo line. To this end, OCASA, the subcontractor in charge of construction, hired Transener to perform these works.

Worth noting is the quantity of oil assays with which the Company’s chemical lab has been entrusted, which shows the confidence placed on the Company when it comes to ensuring the integrity of valuable equipment, such as power transformers and reactors. annual report / financial information 2011

Services associated to electricity transmission During 2011 the Company continued with its activities consisting in operation, maintenance and other services, as would be the case of specific assays, for customers in the private sector who own transmission facilities both for their private use and as public utilities (Independent Transmission Companies and International Transmission Companies), as has been the case since the creation of the Company.

As regards all of its services agreements, the Company has managed to take the steps necessary to maintain the actual values of Transener’s remuneration.

At the end of the fiscal year, the facilities served by Transener under these agreements include:

3,169 km of 500 kV lines. 210 km of 220 kV lines. 38 km of 132 kV lines.

And the above is on top of the electrical substations and switchyards.

1 at 500/345 kV 1 at 500/330 kV 1 at 500/220 kV 4 at 500/132 kV 137 1 at 132/220 kV 2 at 220/33 kV 2 switchyards at 500 kV 2

Plus two 500/132 kV transformers with 300 MVA each, control facilities and other equipment.

2 AES Paraná and Embalse The main operation and maintenance contracts are as follows:

Customer Description

Minera Alumbrera Ltd. Minera Alumbrera 132/220 kV Substation - Alumbrera 220/33 kV Substation - Ampajango 220/33 kV Substation and 200 km of 220 kV Extra High Voltage Electricity Line. Yacylec Resistencia 500 kV Substation, fields 5 - 6 and 40 km of 500 kV Extra High Voltage Electricity Line Resistencia - Paso de la Patria. 227 km of Paso de la Patria-Rincón and three 4-km-long Extra High Voltage Electricity Lines between Rincón and Central Hidroeléctrica Yacyretá. INTESAR (1) 354 km of 500 kV Extra High Voltage Electricity Line Choele Choel-Pto Madryn and Pto. Madryn 500/330 kV Substation. INTESAR 500kV Extra High Voltage Electricity Line between Pto Madryn and Santa Cruz Norte of 542 km and 500/132 kV Santa Cruz Norte Electrical Substation. INTESAR 500kV Extra High Voltage Electricity Line between Colonia Elía and Gral. Rodríguez of 236 km. INTESAR 500 kV Extra High Voltage Transmission Line El Bracho –Cobos - San Juancito – Monte Quemado de 629 km - Nueva Substation Cobos 500/345kV y Substation San Juancito 500/132kV. LICCSA 500 kV Extra High Voltage Transmission Line Gran Mendoza-Río Diamante 188 km. and new Río Diamante 500/220kV Substation. Transportadora del Norte 500 kV Extra High Voltage Transmission Line Río Diamante-Agua del Cajón de 519 km. Transportadora Cuyana 500kV Extra High Voltage Electricity Line between Gran Mendoza and San Juan of 181.3 km. CTM-TESA (2) Two 500 kV Extra High Voltage Electricity Lines Rincón-Garabí of 136 km each. ENECOR Paso de la Patria 500 kV Substation and 132 kV double three- lead to Santa Catalina 132 kV Substation, of 20.8 km. AES Paraná San Nicolás 500 kV switchyard and 500 kV High Voltage Electricity Line of 6.5 km. NASA Central Embalse 500 kV switchyard. Central Térmica 500kV High Voltage Electricity Line between Planicie Banderita Loma de la Lata S.A. and Loma La Lata, of 13.2 km and grid exit field at 500kV at Planicie Banderita Electrical Substation. Siderca S.A.(Ex Argener) Grid exit point and 220 kV High Voltage Electricity Line of 10 km. Central Térmica Preventative maintenance for fields 3 to 6 in the thermal plant’s Loma de la Lata S.A. yard. 138 Petroquímica Río Tercero 132 kV High Voltage Electricity Line of 17.2 km. Capex (2) Two 500/132 kV transformers with 300MVA capacity.

(1) Assets transferred to Transener (2) Only for maintenance purposes

It is to be noted that most of the agreements were executed prior to the commissioning of the facilities and they have been renewed without interruption since then, which confirms the quality of the service supplied and the high level of customer satisfaction. annual report / financial information 2011

Communications We continued to supply infrastructure services to various communications companies, which comprise both the assignment of dark fiber optics over the system owned by the communications company (Fourth Line) as well as leases of space in the microwave stations and in their antenna-supporting structures. The increasing demand from mobile telephony companies has led to a significant increase in these revenues both in terms of volumes and higher prices.

Additionally, Transener continued to supply operational communications and data transmission supporting services to the electricity market agents.

Other activities To power communications systems located in isolated areas, the year 2011 saw a continuation in the demand for the equipment developed by the technicians in the South Regional Department as it generates power in the region of 1/1.5kW through induction in an isolated section of the shield wire. This development has been working smoothly in the Fourth Line facilities since 2002. A total of 12 pieces of this equipment has been acquired by contractors hired to install the communications systems.

Prospects The continuation of the works currently in progress and the commencement of the operation and maintenance activities already awarded to the Company ensure significant growth for the coming fiscal years. Although the amount projected for future investments is less, it is a fact that, looking forward, the unrelenting growth in industrial activity is set to use up installed capacity and that significant investments in general infrastructure will be required, which need to be accompanied by sufficient growth in the supply of electricity.

Abroad Transener Internacional is finalizing the works at SE Vilhena, SE Ji-Parana, SE Miranda and SE Imperatriz, as per the agreement with Eletrobras Eletronorte. They are scheduled for conclusion in March 2012 and in the aggregate they amount to R$. 9.7 million.

In addition, Transener Internacional continues to render operation and maintenance services to IRACEMA (with annual revenues of R$ 1.9 million), CORUMBA (with annual revenues of R$ 0.4 million), IENNE (with annual revenues of R$ 2.2 million) and IESUL (with annual revenues of R$ 1.7 million).

139 FINANCE AND ADMINISTRATION

Finance In view of the conditions of uncertainty concerning the tariff schedule of both Transener and Transba, Treasury management has been prudent during 2011 and aimed at guaranteeing network operation by optimizing the use of cash in order to mitigate risks and improve coverage and returns.

As a part of the preceding strategy, and in view of the fact that in early 2011 there were adequate conditions in the international capital markets and that Series 1 Notes were scheduled to be partially amortized in 2013, Transener decided to refinance these notes in order to extend the terms of its indebtedness. Therefore, Transener issued its Series 2 Notes for a total amount of US$ 100.5 million with final maturity on August 15, 2021.

In addition, in February 2011 Transener rolled over the loan granted by Banco de la Nación Argentina for $ 30.0 million to a total two-year term. In the framework of the strategy discussed above, this was prepaid in October. Besides, Transener renewed and extended, also in October, an overdraft line with Banco de la Ciudad de Buenos Aires for a total of $ 52.0 million and for a term of one and a half year.

Additionally, in December, Transener bought outstanding Class 2 Notes which had been issued by the Company, for a nominal value of US$ 2.0 million and it now holds them in its portfolio.

As a result of the deals closed in the fiscal year, the Company’s net financial indebtedness as of December 31, 2011 was for a principal of US$ 156.5 million de capital and the Company will not have considerable refinancing needs until 2021.

As regards Transener’s risk rating, Standard & Poor’s maintained the sovereign ratings at “raBBB+” stable and the global rating for foreign currency and local currency at “B-” stable.

Information Technology Services

Applications In the first half of the year, several systems were developed to provide solutions to the tasks performed by the various areas of the Company as described below:

• Automatic Generation Disconnect Simulation, following a request of the Planning Department within the purview of the Network Operation Department, which provides for different NOA-NEA simulations. • Work License: a process has been followed so that they are approved by the other maintenance areas previous to the Control Center managing them. • Public Safety: work has been completed over a new claim module. • Timecards – Human Resources: changes were introduced to reflect the collective bargaining agreements executed. • New Developments in the Service – Maintenance Indices: they were integrated with the IAP and IRP Disruption Reports (Meridiam). • Maintenance Board: reports were migrated to improve response times.

140 This area also worked on the following developments for different company areas: • Meta4 was adjusted for salaries to be paid through Citi Paylink. • Performance Assessment Reports: changes were introduced. • Training system. • TcT management: this area generated the modules for Workers, Worker Licensing, Job Reports, Assessment Reports and Visit Reports. annual report / financial information 2011

In the course of this year, this area also worked on adjustments to the SAP system processes to optimize tasks. They are detailed hereinbelow:

• Direct requests for American Express. • Direct requests for Insurance, Taxes. • Automatic payment runs. • Payments through the Paylink System for suppliers and payment of salaries. • Adjustments in customers’ debt aging reports. • Listing features for summarizing commercial project billings. • Expense reports for travelling expenses and per diems.

Technology In the course of the fiscal year, servers were replaced in Neuquén, Bracho, La Plata, San Nicolás, Mercedes and Bragado with equipment with extended features.

The Sanjuancito and Cobos substations were incorporated into the corporate network so that they now have access to the Company’s e-mail and other applications.

A Wireless solution has been implemented for the corporate headquarters: it provides mobility and expanded connection capabilities.

Information Security In the second half of the year, the GRC Access Control – SAP Module was implemented: it will now provide access control to the different modules installed. The following components were included:

• Compliance User Provisioning (CUP): this is the module to manage users. • Enterprise Role Management (ERM): this is the module to manage roles in the SAP system. • Risk Analysis and Remediation (RAR): this analyzes incompatibilities at the level of Function Segregation and Sensitive Access. • Super User Management (Firefighter): this manages emergency system access.

These implementations will benefit the enforcement of the SOX standards that require information security in the SAP system. They also comprised a thorough analysis of user roles and profiles to adjust them to each user’s job position, providing enhanced security in access to system transactions.

The tasks consisting in technical support for users, network, server and application monitoring activities, were conducted normally.

ADMINISTRATIVE AREA During the fiscal year this area has complied with all the information requirements prescribed or imposed by the regulatory authorities, the ENRE, CAMMESA, Argentine Securities Commission, Buenos Aires Stock Exchange and Mercado Abierto Electrónico.

Additionally, work continued in the implementation of the International Financial Reporting Standards in accordance with the Specific Implementation Plan approved by the Board on April 22, 2010.

Besides, in view of the requirements imposed by the shareholder Pampa Energía S.A., during 2011 the Administrative area led and coordinated the process to enforce the Sarbanes-Oxley standards which called for an update in the internal control matrices, an adjustment in administrative procedures and 141 the review of controls by internal and external auditors.

In the course of this fiscal year, an administrative reorganization process started in order to streamline management and to provide better service to Transener and Transba’s internal and external customers. As part of this process, the regional administrative departments based in Rosario (Province of Santa Fe), Colonia Valentina (Province of Neuquén) and Ezeiza (Province of Buenos Aires) now report, hierarchically and functionally to Headquarters. In addition, the Accounting Departments and the Tax Departments at have been unified at Transener and Transba.

Based on this new structure, new unified administrative procedures are being designed for application to all the administrative locations at Transener and Transba. PROCUREMENT AND SUPPLY All the activities encompassed in the procurement process concerning the Capital Expenditures planned have been performed, together with the work requested by the Secretariat of Energy through the investments regulated by the Resolution SE No. 1/2003 and subsequent resolutions.

Of remarkable relevance in the course of this fiscal year has been the work consisting in purchasing and hiring the services and logistics required to ensure coverage of the incident that adversely affected the “Ezeiza” electrical substation that had affected an 800 MVA Bank in the course of August 2011.

The investments stipulated under Exhibits II and III to the Instrumental Agreement executed by and between the Energy Secretariat, the ENRE and Transener have been complied with.

HUMAN RESOURCES

Industrial Relations As we have been reporting these previous years, this year, the Company’s labor relations were characterized by the salary raises spurred by the inflationary process and the struggle for income distribution. In this respect, the Company has reached agreements with the three trade unions: FATLYF (Argentine Electricity Union), APJAE (Supervisory Personnel Union) and APUAYE (University Personnel Union) without losing sight of internal fairness and external competitiveness principles.

Also, and given the need for improving performance and productivity in the workplace, extensions have been granted in the agreements sealed with the trade unions as regards the enforcement of performance- based remuneration coupled with the attainment of certain objectives which has yielded results that outperform the market standards, with the outcome being an outperformance of the market standards.

Labor prospects for 2012 shall be marked by two highly significant events for the private sector: on one hand, there is the round of salary negotiations expected to begin in earnest in March/April 2012 as these are the months when virtually all the salary agreements signed in 2011 come to an end. The Argentine Executive Branch is expected to attempt to moderate this process so that it does not have further repercussions in the inflationary expectations, which will undoubtedly and ostensibly condition most of these negotiations. On the other hand, there will be the tension perceived at the trade unions level whenever authorities are renewed at the CGT, though this time they will be accompanied by the internal turmoil that has been dragging on for a time already, and the intensified conflicts caused by this fight between the continuity of the current secretary general or his replacement with another union leader.

Needless to say, these factors will feedback into themselves and the first half of 2012 will thus be marked by conflicts. However, by the second half of the year, the situation is expected to have gone back to normal.

Human Resources Development and General Services Against the backdrop of the implementation of the policy entitled “In-house Training Management” which aspires to standardize an In-house Training Program with company lecturers and coaches, for the fourth year in a row the Company conducted the Technical Training Program entitled “Sharing Experiences”, aimed at sharing technical knowledge amongst Company professionals. The workshops covered by the program were: 142 • Notions for operating protection against transient torques at Piedrabuena Thermal Station. • Workshop on GPS and Geographic Information Systems. • Special Studies in Extra-High Voltage Transmission Systems, Introduction to Wind-based Generation. • Basic Notions in Finance, Project and Dashboard Analysis. • Managing Health and Safety at Electric Utilities. • Power Systems Stability and Control – Application to the Operation of the Argentine Interconnected System. • Electricity Market. • MANTEC and its relation to the quality management system. • Preparation of Timecards, Work Orders and Failure Reports and their relation to integrated quality systems. annual report / financial information 2011

• Analysis of technical specifications for the communication channels applied to differential line protections. • Computation for accounting purposes.

The most significant outcomes of the above-discussed program in the year 2011 were:

• 27% of the Company’s headcount attended the workshops. • At the workshops scheduled in December 2010 there was 92% compliance and there was 100% effectiveness in objective attainment. • The increase in internal coaches outperformed the objectives fixed in 2010 by 23%. • Ten new proposals were received and 10 new workshops were chosen for 2012. • 100% of the internal coaches continued to render services in that capacity. • The new development, based on training needs, has been that new instances were conceived against the backdrop of “Sharing Experiences”: • Release of a CD entitled: “Electricity for Non-Engineers”. All of the Company’s directors have been provided with a CD in order to increase the level of identification with the Company. Then, the CD was published in Human Resources’ intranet and it will be delivered to all new recruits as a part of the Induction Program. • A workshop has been organized entitled “Teaching Tools for Internal Coaches”.

To further personnel development, Workshops on Safety and Hygiene and the Environment, Occupational Health and Protections, and Electrical Substations were organized. All these workshops sought to deepen technical knowledge inherent in the Company’s business.

As we are committed to protecting our personnel and in order to further our project to work on a behavioral change for the prevention of accidents, in 2011 there were also “Psychometric Assessments of Skills and Attitudes for Safe Behavior”. As a result of these assessments, we have designed an “Attitudinal Enhancement Workshop” targeted to all the individuals who had indicated a need for it.

To satisfy the needs for optimizing the system and the records of our training activities, we have developed new training software together with the Information Technology area whose main objective will be to replace the paper forms with a digital solution covering the entire approval circuit and the programs inherent in the Annual Training Plan. This will come into force in the year 2012.

In the framework of the “Youths who are professionals program” and for the fourth year in a row, the Company organized the “Assessment Center” activity which sought to provide an objective vision about the experience, attainments, motivation and personal competencies of the youths who are professionals and the young professionals in accordance with the Company’s key competencies. We have also designed a set of “Personal Feedback Interviews” for each one of the professionals who attended the activity mentioned, as well as the Personal Report to Tutors and Supervisors of the professionals evaluated.

When it comes to training for management, and for the seventh year in a row, the Company has put in place the “Executive Training Program”. It is an annual program, with a system of individual and group assessments addressed to the Company’s Young Professionals and Youths who are professionals. In 2011, 14 professionals covered by the Program were promoted.

In order to gain in-depth knowledge into the Company’s workers’ realities, we continued with the “Personal Interviews” in the Company’s key areas. The outcome was a comprehensive diagnostic analysis that was submitted to the Company’s executives to design the action plans that were specific to each identified situation. 143

Benefits – Institutional Communications – Career Planning A survey has been conducted amongst directors, managers and line managers in order for them to share with us the various perceptions at the different levels of the Company. To such end, and based on the survey, a diagnosis was established with the various perceptions by level about the needs as seen by personnel. Therefore, the Company started to organize breakfasts with senior management and the levels of heads of area and supervisors in order to give them feedback about the perceptions found and attain a space for exchange and rapport amongst those levels.

Workshops have also been organized to provide information about industrial relations to heads of area and supervisors. Looking for an update in the Company’s succession planning schemes, the applicable policies have been re-drafted and a new Talent Program subject to annual reviews, has been launched. This program seeks to provide continuity to the Youths who are professionals program and to develop professionals with high performance potential so that in the medium and long term the Company’s succession planning schemes will be ready. It is divided into four stages: Psychological and Management Assessment, Individual Interview, Submission of Reports to supervisors and Career Development Schedule inside the Company.

As regards our Internal Communications, our internal publication called Revista Energía Interior (Inner Energy Magazine) has been enlarged. As to the wall newspaper to keep the Company’s personnel better informed, it has been renewed. Besides, the campaign to disseminate benefits has been finalized and a new campaign has been launched for raising awareness in safety matters.

Health, Safety and Security in the Workplace and the Environment In the field of Health, Safety and Security in the Workplace and the Environment, one of the Company’s main objectives for this year was to continue to make progress with all matters concerning the ILO OSH 2001 Guideline, corresponding to the implementation of the Occupational Safety and Health Management Systems issued by the International Labor Organization (ILO). In this respect, it must be emphasized that the workers were actively involved through the joint Occupational Health and Safety committees. A second objective was to continue with the Health Promotion Plan in order to improve the health and life span of our employees, increase well-being, promote behavioral changes, decrease the percentage of work-related sickness, disease and injury and develop a feeling of belonging.

The Behavior-Based Security Improvement Process has been satisfactorily maintained as it has allowed us to define a planned schedule of inspections by management and of monitored inspections by the area of Safety, Occupational Health and the Environment with the inclusion of tutored observations which yielded satisfactory results in terms of the involvement of all levels in health, safety and security matters. So much so that management itself detects possibilities for improvement at 23% in its observations. This shows that there has been increased involvement, which paves the way to self-control.

The outcomes as reflected by the rate of incidence of the problems in this area are at acceptable parameters and they have shown that the actions implemented were effective mostly considering that the above management system undergoes continuous improvement as per the results of the internal audits carried out and also as per the comparison of the Company’s indices to those of 50 other electricity sector companies in Latin America: results indicate that the Company is amongst the top performing companies when it comes to health and safety in the workplace with indices that are below the standard set at 1.2 accidents for each 250,000 hours worked and have stood at 0.33.

The results obtained by the Company’s own personnel and by contractors warrant special mention as, through accompanying the Company’s actions, receiving training and exerting controls, the latter have, , attained highly satisfactory indices of problem incidence which allowed the Company to gain an outstanding position in Latin America from the standpoint of the Enterprise Social Responsibility vision.

In 2011 the Cardiovascular Risk Scoring Program became an undisputedly integral part of the Company’s routines that now covers all the medical examinations that are to be carried out at regular intervals in conformity with the Occupational Health schedule; personnel has been segmented as low, moderate and high cardiovascular risks, with the actions implemented consisting in prevention and follow-up interviews.

144 As regards environmental matters, the Company continues to endeavor towards continuous improvement: in the year the Company has focused on maintaining standards and has worked intensely on the measures that helped minimize future impacts in the projects for the works in progress, working on the environmental impact assessments (EIA) for changes in layout and new methodologies to establish the characteristics of the future strips of easements from the standpoint of a sustained impact between the environment and operational ability.

Another major highlight for the year has been to ratify that the Company is a PCB-free enterprise that has no PCB-contaminated transformers in conformity with international standards and according to local statutory provisions. annual report / financial information 2011

SECURITY AND SAFETY OF THE COMPANY’S ASSETS

In this respect, the highlights for 2011 were as follows:

• Management and control actions concerning 39 surveillance services for Transener-Transba. • Consolidation of the Transener-Transba synergy also in the surveillance systems for those electrical substations that are either on adjoining premises or in the same premises thereby attaining cost reductions ranging from 10% to 90%. • Continuation of the agreement executed with the National Border Police for the Security Services at Colonia Valentina and Resistencia. • Restructuring of the surveillance services at the Rosario Oeste Substation (in coordination with CAMMESA) due to the suspension in the services rendered by the National Border Police, which continued with private security services without any incidents. • Deployment of 4 (four) new surveillance services in Transener’s Northern Region, La Rioja Substation, Río Coronda Substation, San Juancito Substation and Río Diamante Substation. • Comprehensive assessment of the safety and security conditions of 36 Transener-Transba Electrical Substations at the Colonia Elía Substation, shared with Salto Grande and in the premises of the Rosario Oeste Substation shared with CAMMESA. • Advisory services and restricted access installation at the Ezeiza COTDT. • On-site checks of outsourced surveillance services at the substations visited in the Argentine Provinces.

Communications

• Actions inherent in managing and controlling the mobile telephone services for Transener and for Transba with a total of 713 lines (a 9% increase on the lines managed a year earlier). • Additions of, and upgrades for, the Blackberry terminals: a total of 203 devices between Transener and Transba (that is, a 70% increase on the services managed a year earlier).

Motor Vehicle Fleet Management

• This area was responsible for handling the acquisition of 2010-model vehicles for Transener-Transba: two 4x2 trucks, 6 4x4 trucks, 2 freight vehicles, 2 utility vehicles and 1 4x4 truck with hydraulic crane. • This area was also responsible for handling the 2011 maintenance plan for heavy-duty vehicles for Transener - Transba. • This area managed the 2011 investment plan for vehicles as follows: the purchase of 23 units for Transba and 7 for Transener is currently underway and they are scheduled for inclusion in the current fleet (593) in 2012. • Continuation of the satellite monitoring service at the same prices paid in 2009.

Fire Protection

• In the framework of the Program for Combating Fire, several educational and training sessions were organized to master the technique of combating fire with foaming agents and other fire- combating techniques targeted to Electrical Substation technicians, safety and security personnel and several firefighters from local brigades at. • GRA-Transba (Olavarría) • GRA-Transba (Madariaga) • GRM-Transener (Ezeiza) • Continuation of the agreement and a contract for the services of a fire brigade for the Ezeiza 145 Electrical Substation made with the Directorate of Security that reports to the Ministry of Security of the Province of Buenos Aires.

For 2012, the Company is planning to:

• Assess and verify the electronic security systems at the main substations (heads and branches) and the provisions for improvement implementation. • Address specific needs in safety systems at new substations. • Verify the progress made and the changes introduced in the safety measures for previously visited substations. QUALITY ASSURANCE

In 2011 the objectives laid down by the General Manager for the ISO 9001/14001/ESR Integrated Management System were attained as follows:

• Maintaining and strengthening our commitment to a quality-based culture, preservation of the environment, safeguarding public safety and continued improvement in the framework of the Company’s Vision, Mission and Values. In the year 2011, the Company deployed the Training and Awareness Raising Plans designed by the directors, managers and operational areas, with the feedback provided at an organization-wide level, and specially emphasized the following aspects: • Resources and means for attaining the objectives for 2011 under the ISO 9001/14001/ESR Integrated Management System • Feedback on the results of the proposals for improvement on the 2010 workshops • Effective management tools and direct application to the ISO 9001/14001/SP/SST Integrated Management System • Implementation of the feasible improvement proposals for the Integrated Management System • Best practices and effectiveness in improvement groups • Global Pact and Enterprise Social Responsibility

In addition, this area also continued to apply the e-training-based methodology for the Headquarters personnel as designated by the Company’s directors, managers and heads of area in order to determine the level of knowledge attained in connection with the Company’s Integrated Management System.

• Maintaining and Optimizing integrated management over Transener/Transba ISO 9001/14001 RSE Systems, in compliance with the Company’s Quality, Environmental and Public Safety Policies. Throughout 2011 and in line with the Company’s Integrated Policies, applications were extended and the tools available at the Quality Management intranet web-site were optimized; the “CD Intranet” version was updated as necessary for all the sites with no access to the corporate network and more widely distributed, in particular in the various areas of the Construction Department, thereby fine-tuning the management tools of the Transener-Transba ISO 9001/14001 Systems and contributing to ease of use and minimal use of paper.

• Maintaining the Transener/Transba ISO 9001 and ISO 14001 Integrated Management Systems Certification passing external audits. In 2011, the Company successfully passed the external audits necessary to maintain the Quality Certifications (ISO 9001:2008) and the Environmental Certifications (ISO 14001:2004).

• Revalidating and certifying compliance with CAMMESA’s Technical Procedure No. 15 in connection with the permits for Transener and Transba Operations personnel. Before the expiration of their permits, 117 operators at Transener and 177 operators at Transba had their permits revalidated and enabled, which adds up to 294 operators licensed to operate the Argentine Interconnected System in compliance with CAMMESA’s Technical Procedure No. 15.

• Continuing with the integration of the aspects concerning the OHSAS International Standard 18001 into the current Management System with an eye to its formal implementation and future 146 certification. In the course of this fiscal year, the company maintained its procedures in place to verify the Safety and Health in the Workplace aspects in its various Electrical Substation inspections, in addition to the habitual quality (ISO 9001), environmental (ISO 14001) and public safety (Res. ENRE 57/2003) aspects. The Improvement Workshops included hands-on work related to the ILO-OSH 2001/OHSAS 18011 standards.

• Reinforcing corporate management’s focus on the satisfaction of customers’ expectations based on the outcome of the assessments of the service provided aiming for continuous improvement. annual report / financial information 2011

In order to optimize the assessment of the service rendered to external customers, the Internet platform-enabled tool centrally run by the Quality Assurance department remained in use in the areas led by directors and by managers. The outcomes of the assessment compiled by this tool will be presented in the Management Review Reports.

• Reinforcing our company-wide commitment to the principles of the Global Pact and Enterprise Social Responsibility. The Company formalized its adhesion to the UN’s Global Pact in 2004. Since then, the Company has remained faithful to its principles, which adds to the Company’s Enterprise Social Responsibility’s actions. And ever since then we have maintained and reinforced our commitment to uphold, respect and disseminate the ten principles referred to in the Global Pact by submitting annual “Progress Reports” to communicate the actions carried out by the Company as inspired by the principles that guide the Global Pact – United Nations Development Program. The submission for 2011 was made in June this year. The implementation of the social projects launched by Company employees throughout the Argentine territory where the Company carries out operations continued and so did the awareness- raising activities and the visits to the companies’ operational sites. As years go by, the number of social projects submitted increases and the strong commitment assumed by company employees in the preparation and performance of each one of the projects that they initiate intensifies. And the same holds true about their involvement in the voluntary money-raising initiatives that they organize themselves.

• Encouraging the effective use of the performance indicators applicable to the Company’s processes and its improvement tools through multidisciplinary workshop activities. In conducting the activities covered by the Training/Awareness Raising Workshops, special emphasis was placed in the effective management of improvement groups by preparing case studies to analyze and resolve, with a team-work approach, environmental aspects and impacts as well as occupational safety issues in the actual field work situations.

Other achievements

• The documents associated to the Integrated Management System were updated considering the specific needs of each company area, totalizing 72 documents: 39 at Transener and 33 at Transba. • The entire documentary system of the Integrated Management System was recoded: 506 documents: 350 at Transener and 156 at Transba.

• The Company’s Contingency Plan was validated and certified by the ENRE’s Resolution No. 22/2010 and No. 420/10 through the BVC Argentina auditing entity.

• In response to a request by Senior Management, the Risk Management Documents started to be integrated into the ISO 9001/14001/SST Integrated Management System.

• This area maintained all the Quality Assurance information updated and then publishes it in the Intranet. Enhancement in the scope of our local intranet CD that emulates connection to the computer network so that workers in the field are able to use the IT management tools and the applications of the Integrated ISO 9001-14001 SP-SST System. This year it was specially addressed to the Construction Department personnel. 147 Integrated System Operation Parameters

• Non-conformities

This indicator (which in the last reading had shown 1 incident of Non-conformity) is illustrative of stabilized performance within the control limits in place, which, in accordance with historical statistics and particularly, the statistics for the period encompassing the years 2003 through 2011, has had the maximum variation limits laid down as follows: Lower Control Limit = 1 Non-conformity and Upper Control Limit = 9 Non-conformities in each review period, on the basis of normal operating conditions. Now, a deviation from this range would point to potential Identified Causes. Given the extension and geographical distribution of the Company’s operational locations, the number of sites and the quantity of equipment to be operated and maintained, the fact that the Non-conformities identified during the review period has been one (1 non-conformity) is indicative of excellent performance. And the reasons for this circumstance are the efficacy of the System and the effectiveness of the training received by personnel.

Non-Conformities Evolution

Non- Conformities 65 61 60 55 50 45 46 40 35 30 25 25

20 22 15 14

10 9 7 9 10 4 5 8 8 8 8 3 3 3 2 2 3 5 6 5 5 6 1 1 0 1 1 Oct-02 / Apr-03 Apr-04 / Oct-04 Apr-04 / Oct-08 Apr-08 Sep-03 / Apr-04 Sep-06 / Apr-07 Sep-07 / Apr-08 Apr-03 / Sep-03 Apr-03 Apr-06 / Sep-06 Apr-06 / Sep-07 Apr-07 Nov-01 / Apr-02 Nov-05 / Apr-06 Feb-00 Feb-00 / Aug-00 Feb-01 / Aug-01 Aug-99 / Feb-00 Aug-00 / Feb-01 May-02 / Oct-02 May-09 / Oct-09 May-10 / Oct-10 May-11 / Oct-11 Oct-04 / May-05 Oct-08 / May-09 Oct-09 / May-10 Oct-10 / May-11 Aug-01 / Nov-01 May-05 / Nov-05 Revision Periods

Non-Conformities Linear (Non-Conformities) Upper Control Limit Lower Control Limit

• Corrective and Preventative Actions

The analysis of the annual performance of Corrective/Preventative Actions and their causes leads to the conclusion that the origins of such actions are the internal/external audits, the Site Inspections and the assessments for improvement.

Annual Evolution of Corrective-Preventative Actions ISO 9001 - ISO 14001 - SST

Quantity 240 of Actions 220 201 200 190

180 168 163 157 160 144 144 140 148 120 109 104 100 84 80 65 73 63 58 60 50 35 40 53 53 57 27 42 44 20 37 38 3 21 0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Oct 2011

Corrective Actions Trend Line (CA) Preventative Actions Trend Line (PA) annual report / financial information 2011

• Site Inspection

This general indicator shows that the process is now stable and remains within the limits. According to the statistics put together in recent years, and particularly those compiled since 2002, are subject to the following limits: Upper Control Limit = 95% Satisfactory per year and Lower Control Limit = 84 % Satisfactory, under normal operation conditions. Values outside these ranges would point to the existence of difficulties for the Company for which causes have been identified.

Inspection of Installations - TRANSENER Percental Trend Indicator- Satisfactory Points vs. Improvable Points

100

90 91% 93% 92% 92% 93% 93% 92% 80 87% 84% 86%

70

60

50

40

30

20 16% 13% 14% 9% 10 7% 8% 8% 7% 7% 8%

0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Satisfactory Lower Control Limit Linear (Satisfactory) Improvable Upper Control Limit Linear (Improvable)

• Training

In 2011, the Regional Departments, the COT – Transmission Operations Center – and the CTcT – Live Line Work Center – planned and implemented the training sessions required to allow personnel performing critical tasks / special procedures to work in full compliance with the applicable procedures as per the internal and external requirements of the Company.

The reports that document the assessments for each activity measure the effectiveness of training and the specific characteristics of each type of course.

Although the implementation of the 2011 Training Plan was adversely affected by the Company’s budgetary cutbacks, the total consolidated result (type 1-2-3 courses) has been adequate.

The 2011 Training Plan entitled “Workshops for Improving the Integrated Management System as per ISO 9001/14001/Enterprise Social Responsibility/Workplace Health and Safety” and implemented company- wide by the Quality Assurance Department was fully complied with. 149 • Awareness and Commitment

Personnel awareness raising and involvement in the Continued Improvement of the Integrated Management System are evidenced in the stabilization of the Integrated Management System’s critical parameters.

The Company’s commitment to a Quality Culture, caring for the environment and safeguarding public safety have allowed it to successfully pass the external audits over its ISO 9001, 14001 and Public Safety systems. • Global Pact – Enterprise Social Responsibility

The Company submitted a Progress Report for the period May 2010/May 2011 to the Global Pact Office. Eleven (11) social projects submitted by Company employees were approved, executed and/or are underway. Besides, there is one (1) social project being reviewed by the Information Technology Supplies area in the framework of the lines of action laid down by the General Manager.

Awareness raising activities continued to be carried out at educational establishments and civil/social organizations thereby emphasizing the importance of public safety and care for the environment. In addition, the Company plans to continue hosting visits from educational establishments at various Company sites with the aim of continuing to provide technical vocational guidance, the aid of the specialists, publicity about the scope of the Company’s activities and a perspective of the service rendered until it reaches end users.

Since the year 2005, when Transener adopted the ESR principles, eighty-five social projects have been implemented by the Company.

The relevant details and records are available at the Intranet, in the portal “RSE” Quality Assurance Management.

The Objectives Approved by the General Director for next year are:

Objectives associated to the ISO 9001/14001 Enterprise Social Responsibility Management System for 2011

• Maintain and reinforce our commitment to a Quality Culture, caring for the environment, safeguarding public safety and continuous improvement in line with our Corporate Vision, Mission and Values. • Maintain and optimize the Integrated Management of Transener and Transba’s ISO 9001/14001 Enterprise Social Responsibility Management Systems, in the framework of compliance with the Company’s Quality, Environmental and Public Safety policies. • Maintain the ISO 9001/14001 certifications in Transener and Transba’s Integrated Management System passing external audits. • Update and recertify Transener and Transba’s Quality Management System according to the ISO 9001 standard before the expiration of the certification currently in force. • Continue with the gradual integration of the relevant aspects of the International Standard OHSAS 18001 into the current Management System with a view to its formal implementation and future certification. • Strive for management to remain focused on meeting customers’ needs based on the outcomes of the assessments performed over the services rendered aspiring to continued improvement. • Maintain and reinforce company-wide commitment to Enterprise Social Responsibility and the Global Pact Principles. • Consolidate improvement group management through activities such as interdisciplinary workshops for the effective use of performance indicators related to the Company’s essential processes.

COMPENSATION OF THE BOARD OF DIRECTORS AND MAIN EXECUTIVES

150 In accordance with Section 30 of the Company’s By-laws, the compensation of the members of the Board of Directors is established by the Shareholders’ Meeting, complying in turn with the provisions under section 261 of the Argentine Companies Law No. 19,550.

As regards executive staff, compensation consists in a monthly salary and a variable annual payment. The monthly salary is established on the basis of the characteristics and duties inherent in the position as well as the qualifications, competencies and experience of each executive. The annual variable payment consists in a bonus subject to objectives related to the Company’s and its various departments’ operational and financial performance and the attainment of individual targets. The Company does not have in place any stock option scheme. annual report / financial information 2011

DIVIDEND POLICY

The Argentine Companies Law requires that no less than 5% of the realized and liquid profits disclosed in the statement of income for the year should be maintained as a statutory reserve up to 20% of the Company’s capital stock. The declaration and payment of dividends on the Company’s common shares are determined through the vote of the majority of the shareholders who are in possession of said shares and who vote as a single class. This determination usually follows the annual recommendation made by the Board of Directors. Given that Class “A” shareholders control the majority of the Board of Directors, said Class “A” shareholders are empowered to approve or reject the declaration, amount and payment of dividends paid by the Company.

The Company has not paid dividends since 2002. The Trust Indenture executed on June 30, 2005 and the second Agreement to Supplement the Trust Indenture dated August 2, 2011 lay down covenants that restrict dividend distribution.

INTERNAL CONTROL

Transener has in place internal systems and procedures that have been designed by adhering to the basic principles of internal control.

Additionally, the Company has retained a leading audit and consulting firm to assess its internal controls and to contribute to the minimization of the adverse effect of operational risks.

Audit Committee In the framework of the Regime of Transparency in Public Offering laid down by Decree No. 677/01 and General Resolutions No. 400/02 and 402/02 of the Argentine Securities Exchange Commission (CNV), on April 28, 2004, the Company’s Extraordinary Shareholders’ Meeting resolved to amend its Corporate By-laws by introducing an Audit Committee.

Every year, subsequent to the Company’s Ordinary Shareholders’ Meeting, the Company’s Board of Directors appoints the directors who shall make up the Audit Committee. On February 15, 2011, the Committee approved its Action Plan for the year 2011 and on March 6, 2012 it issued its annual report giving an account of the treatment afforded to the issues for which it is responsible.

Supervisory Committee The Company’s internal oversight duties have been entrusted to a Supervisory Committee made up by three regular Statutory Auditors and three alternate Statutory Auditors appointed by the General Ordinary Shareholders’ Meeting for the term of one fiscal year in office, subject to indefinite re-election in accordance with the Company’s By-laws.

151 RESULTS OF OPERATIONS

The Company reported a consolidated net loss of Pesos 68.3 million (Pesos 0.154 per share) for the fiscal year ended December 31, 2011.

Consolidated net sales for the fiscal year ended December 31, 2011 resulted in Pesos 628.3 million, 7.6% higher than the Pesos 583.8 million for last year, principally due to an increase of (i) Pesos 30.3 million in the Fourth Line canon and (ii) Pesos 38.0 million in other net revenues, partially offset by (iii) a decrease of Pesos 23.8 million in electricity transmission revenue, net.

The decrease in electricity transmission revenue, net, was originated mainly by a decrease of: (i) Pesos 34.2 million in the recognition of revenue following the execution of the Instrumental Agreements entered into by Transener and Transba with the Secretariat of Energy and the ENRE and (ii) Pesos 7.8 million in Other regulated revenues, mainly due to a decrease of Pesos 5.4 million in quality service rewards, partially offset by (iii) a decrease of Pesos 17.0 million in the penalties.

The increase in the Fourth Line canon, net, was originated principally by the recognition and approval of the increase of major costs as from July 2010, by the ENRE, through Resolution 150/2011.

The increase in other net revenues was originated mainly due to an increase of (i) Pesos 29.8 million from Transener’s revenues, mainly Pesos 12.6 million in operation and maintenance services, Pesos 10.0 in supervision services and Pesos 7.8 million in works for third parties and (ii) Pesos 8.1 million from its subsidiary Transba.

Consolidated operating and administrative costs for the fiscal year ended December 31, 2011 amounted to Pesos 613.8 million, 26.0% higher than the Pesos 487.2 million for last year, principally due to an increase of: (i) Pesos 88.8 million in Salaries and social security charges and (ii) Pesos 13.7 in Works for third parties.

Consolidated other income and expenses for the fiscal year ended December 31, 2011 resulted in a net loss of Pesos 0.0 million, in comparison with a net profit of Pesos 5.1 million for last year, mainly originated in a decrease in the collection of insurance recoveries during the year.

Consolidated financial results for the fiscal year ended December 31, 2011 resulted in a net loss of Pesos 67.7 million, in comparison with a loss of Pesos 6.6 million for last year, mainly due to (i) a decrease of Pesos 48.0 million in interests generated by assets principally due to the lower recognition of interest from the Instrumental Agreements entered into with the SE and the ENRE, and (ii) an increase of Pesos 11.1 million in the exchange difference losses, net.

Income tax charges for the fiscal year ended December 31, 2011 resulted in a profit of Pesos 8.9 million, in comparison with a loss of Pesos 53.1 million for last year, mainly due to a decrease of Pesos 22.5 million in the deferred tax charge and of Pesos 39.5 million in the income tax payable.

152 annual report / financial information 2011

Comparative indices

The following table summarizes the individual and consolidated comparative indices for the years ended December 31, 2011 and 2010:

Alone Consolidated 2011 2010 2011 2010

Solvency (a) 119 % 136 % 112 % 129 % Indebtedness (b) 84 % 74 % 89 % 78 % Current liquidity (c) 194 % 123 % 190 % 128 % Equity multiplier (d) 54 % 58 % 52 % 55 % Fixed asset to equity capital (e) 87 % 90 % 84 % 87 % Return on equity (f) (7)% 6 % (7)% 7 % Financial leverage (g) 2.3 x 3.7 x 2.2 x 4.1 x Asset turnover (h) 0.3 x 0.2 x 0.3 x 0.3 x

(a) Solvency: Shareholders` Equity/Total Liabilities (b) Indebtedness: Total Liabilities/Shareholders` Equity (c) Current liquidity: Current Assets/Current Liabilities (d) Equity multiplier: Shareholders` Equity/Total Assets (e) Fixed asset to equity capital: Non-Current Assets/Total Assets (f) Return on equity: Net income excluding Income tax / Shareholders` Equity excluding net income for the year 153 (g) Financial leverage: Adjusted EBITDA (1) /Interest expense generated by liabilities (h) Asset turnover: Revenues/Total Assets

(1) Adjusted EBITDA is calculated as operating income plus depreciation and amortization plus the interest portion of the CVI adjustment Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2011 and 2010 (in Pesos):

Alone Consolidated 2011 2010 2011 2010

Current Assets 250,110.559 193,839,457 307,758,692 253,936,531 Non-current Assets 1,617,780,055 1,686,923,229 1,651,844,388 1,712,908,293

Total Assets 1,867,890,614 1,880,762,686 1,959,603,080 1,966,844,824

Current Liabilities 128,817,915 157,747,519 162,092,626 198,375,956 Non-current Liabilities 724,867,412 640,531,344 742,803,648 642,519,809

Total Liabilities 853,685,327 798,278,863 904,896,274 840,895,765 Minority interest 0 0 40,501,519 43,465,236 Shareholders` Equity 1,014,205,287 1,082,483,823 1,014,205,287 1,082,483,823

Total 1,867,890,614 1,880,762,686 1,959,603,080 1,966,844,824

The following table summarizes the Statements of Income for the years ended December 31, 2011 and 2010 (in Pesos):

Alone Consolidated 2011 2010 2011 2010

Operating income 52,787,176 100,818,856 14,419,740 96,587,457 Total financial results, net ( 79,383,890) ( 23,764,321) ( 67,737,582) ( 6,609,139) Other income and expenses, net ( 112,685) 5,088,668 ( 31,253) 5,170,100 Ordinary net income ( 26,709,399) 82,143,203 ( 53,349,095) 95,148,418 Extraordinary results 0 0 0 0 Subtotal ( 26,709,399) 82,143,203 ( 53,349,095) 95,148,418 Participation in controlled companies ( 45,857,974) ( 17,890,788) 0 0 Impairment of investment in subsidiary 0 0 ( 26,030,256) ( 18,039,927) Minority interest 0 0 2,184,937 ( 819,769) Subtotal ( 72,567,373) 64,252,415 ( 77,194,414) 76,288,722 Income tax expense 4,288,837 ( 41,043,979) 8,915,878 ( 53,080,286) 154 Net income for the year ( 68,278,536) 23,208,436 ( 68,278,536) 23,208,436 annual report / financial information 2011

The following table summarizes the Statements of Cash Flows for the years ended December 31, 2011 and 2010 (in Pesos): Alone Consolidated 2011 2010 2011 2010

Net cash provided by (used in) operating activities 75,684,957 108,775,348 47,815,251 93,486,220 Net cash provided by (used in) investing activities ( 69,678,927) ( 44,926,859) ( 78,635,928) ( 52,837,520) Net cash provided by (used in) financing activities 24,554,624 ( 24,862,893) 60,466,848 4,062,255 Net cash provided by (used in) during the year 30,560,654 38,985,596 29,646,171 44,710,955

FUTURE OUTLOOK

During the fiscal year herein analyzed, the Company’s business was conducted amidst unstable regulations. The Argentine State’s failure to comply with the commitments assumed in the Instrumental Agreements plus the adjustments in costs and in salaries detracted from the Company’s operating results.

Even though Transener and Transba executed the Instrumental Agreements with the Energy Secretariat and the ENRE in late 2010, the Company continued to make huge efforts to supply the public utility service consisting in high voltage electricity transmission in 2011. This service reflected a high degree of professionalism in that it exceeded the efficiency indices set forth in the concession agreement and maintained them at levels indicative of outstanding performance both locally and internationally.

That was possible thanks to the significant contribution of the Company’s shareholders and creditors to the restoration of its financial profile and to the endeavors of its personnel, which speak of clear positioning and commitment looking forward.

It is very important to highlight that in addition to its outstanding technical performance, the Company has developed systems to identify risks and mechanisms for continuous risk management. In this area, its control procedures for application to the Sarbanes-Oxley Act requirements deserve special mention.

In addition, during 2011, the Company engaged in a partial restructuring of its financial debt maturing in 2016 to roll its largest commitments over to 2021.

The Company has a solid base on which it aspires to attain a restoration of the economic and financial equation of its Concession Agreement. This will call for compliance in due time and manner with the commitments set forth in the Instrumental Agreements in view of the needs of both the Company and the users. And this also requires a reasonable process that should effectively lead to the Comprehensive Tariff Review. 155

In spite of having gone through some critical times, our shareholders have unwavering confidence in the growth of the Company’s businesses and in that the energy policy will be definitely directed towards accompanying growth with clear and stable rules looking forward and the Company is also confident and is working consistently to that end.

Although we cannot turn our back on the conditions of regulatory uncertainty and their unavoidable impact on the Company’s results of the past years, the characteristics of the Company’s business, its endeavors towards constant improvement, the economic importance of its activities and our confidence in the gradual establishment of an adequate Regulatory Framework corroborate that we have reasons for being hopeful looking forward. PROPOSAL BY THE BOARD OF DIRECTORS

Taking into account that the balance of the Company’s unappropriated retained earnings as of December 31, 2011 amounted to a loss of $68,278,536, the Board of Directors proposes that such loss should be carried forward to the next fiscal year.

The fees of the Board of Directors and of the Supervisory Committee have been deducted from the Company’s income/loss for the year. They are subject to approval by the Shareholders’ Meeting.

Fiscal year 2011 found the Company facing major challenges, which would have never been successfully overcome without the major effort put in by the Company’s people. To them, and to the Company’s customers and suppliers we extend our warmest gratefulness.

Buenos Aires, March 6, 2012 THE BOARD OF DIRECTORS

Gabriel Cohen Director

156 annual report / financial information 2011

REPORT ON COMPAÑÍA de TRANSPORTE de ENERGÍA ELÉCTRICA EN ALTA TENSIÓN TRANSENER SOCIEDAD ANÓNIMA’S

CORPORATE GOVERNANCE CODE

GENERAL RESOLUTION No. 516/07 OF ARGENTINA’S SECURITIES COMMISSION (CNV)

INDEX

I. SCOPE OF THE CODE 1) Relations between the Issuer and the Economic Group. 2) Inclusion in the Company’s By-laws.

II. ABOUT THE BOARD OF DIRECTORS IN GENERAL 3) Body in charge of the Company’s strategy. Management Control. Reporting and Internal Control. Risk Management. 4) Audit Committee. 5) Number of Board members. Board membership. Board of Directors Membership. 6) Services rendered to various companies. 7) Assessment of the Board of Directors’ Performances. 8) Directors and Managerial Executives: Training and Development.

III. DIRECTOR’S INDEPENDENCE 9) Independent Directors. Proportion of Independent Directors. 10) Meeting with Independent Directors. 11) Appointment of Managerial Executives.

IV. RELATIONS WITH SHAREHOLDERS 12) Information to Shareholders. Dealing with Shareholders’ Concerns and Enquiries. 13) Shareholders’ Meeting Attendance by Minority Shareholders. 14) Market for Corporate Control. 15) Dividend Policy.

V. COMMUNITY RELATIONS 16) Communications through the Internet. Security.

VI. COMMITTEES 17) Audit Committee Chaired by an Independent Director.

VII. SUPERVISORY COMMITTEE AND EXTERNAL AUDITORS 18) Rotation of the External Auditors and Supervisory Committee. Dual Capacity as Member of the Supervisory Committee and Auditor.

VIII. COMPENSATION SYSTEMS 19) Compensation Systems. Remuneration, Appointment and Corporate Governance Committees.

157 I. SCOPE OF THE CODE

1) Relations between the Issuer and the Economic Group

In full conformity with the provisions under Section 73 of Law No. 17,811 (as amended by the Argentine Executive Branch’s Decree No. 677/2001 that governs the Public Offering Transparency Regime), before consummating any transaction between related companies for relevant amounts, the Company’s Board of Directors submits the transaction planned to the previous consideration of the Audit Committee and provides this body with all the relevant data concerning the transaction planned, as well as any additional information and/or documentation and any other clarification that the Audit Committee may see fit to render a founded opinion on the matter.

Besides, if the need arises for transactions with related parties for relevant amounts, they must be communicated to the CNV and to the markets where the Company has its securities listed as “Relevant Events” by virtue of the provisions under Decree No. 677/2001.

The main transactions conducted by Transener with any of the companies covered by Section 33 of the Argentine Companies Law No. 19,550 and/or with other related companies are disclosed in the notes to both Transener’s interim and annual financial statements.

Transener has detailed enforcement policies of the applicable law, in order to develop their activities and to provide diligent, honest, transparent and timely information about transactions and results of operations. In such sense Transener has updated its Policy related to Acts with Related Parties, through which establishes different specific procedures for approving acts to be held between the Company and one or more of its Related Parties.

Transactions with affiliates and related parties primarily consist in purchases and sales of goods and services and in loan agreements both as lender/creditor and as borrower/debtor seeking to maintain an economic and financial balance in a manner such that neither the Company’s nor its affiliates’ and/or related companies’ positions should be adversely affected. Transener has entered into operational agreements with the shareholders of its parent company, i.e. Compañía Inversora en Transmisión Eléctrica Citelec S.A. pursuant to which these companies render services, and provide expertise and know-how concerning some of the activities performed by the Company. It is important to note here that as of December 31, 2011 Transener has granted loans to Transener Internacional Ltda. for a total amount of US$ 6.6 million.

The Company has not conducted transactions with its managers and it is unlikely that it will carry out transactions in the future. In spite of this, in the event of any such transaction taking place, the Company shall, through its corporate governance bodies, ensure that the provisions under Section 271 of Law No. 19,550 should be strictly observed.

2) Inclusion in the Company’s By-laws

The provisions contained in the Company’s by-laws meet statutory requirements and contain all other references required by currently applicable rules and regulations. Additionally, the by-laws rely on certain rules set forth in the Corporate Governance Code, including those that govern membership and operation of the Company’s main corporate governance bodies, i.e., the Shareholders’ Meeting, the Board of Directors, the Audit Committee and the Supervisory Committee (for further information, we suggest 158 reading the Company’s by-laws as published in the issuers’ section of the CNV’s web-site). In this respect, although the By-laws do not contain express provisions to compel its shareholders and/or any of the members of the Board, Audit Committee and Supervisory Committee to provide information about their personal interests in connection with the decisions submitted to their consideration to prevent conflicts of interest, the provisions under Sections 241, 248 and 272 of Argentina’s Companies Law No. 19,550 apply to each and all the votes, together with any other concurrent and supplementary rule and regulation.

The Board of Directors considers that the By-laws, the statutory framework in force (i.e., the Argentine Companies Law No. 19,550, Sections 271, 272 and 273, among others- and the Argentine Executive Branch’s Decree No. 677/2001) as well as any other instrument employed by the Company to regulate the annual report / financial information 2011

operation of its corporate bodies, particularly the Concession Agreement awarded by the Argentine State and the individual actions of the Company’s directors and other officers provide a regulatory framework that is sufficiently clear, sound and comprehensive. It is for this reason that the Board does not deem it necessary to insert the provisions under its Corporate Governance Code in the Company’s by-laws, additional to those currently contained in it.

A further reason for the above is that the express inclusion of all the above-mentioned provisions in the Company’s by-laws would not necessarily entail further enforceability or confer increased binding force to the rules and regulations mentioned. Neither would any such action represent any added value.

Besides, the inclusion of all the Corporate Governance Code provisions in the Company’s By-laws would confer to the Company a degree of rigidity contrary to the dynamism of Corporate Governance rules.

Finally, as indicated below, the Company has implemented policies and internal procedures for action and report to maintain a proper control of the actions of managers and officials. Among others may be mentioned: (i) the Code of Ethics, which establishes standards and specific procedures to different circumstances and/or events that may affect the Company and / or persons that integrate and / or its shareholders, and (ii) the Policy applicable to transactions between related parties, such as described in paragraph 1) previous.

II. ABOUT THE BOARD OF DIRECTORS IN GENERAL

3) Body in charge of the Company’s strategy

The duty to manage and represent the Company rests with its Board of Directors, a body that in turn defines and approves general policies and strategies. In turn, the party responsible for implementing and/or executing the Company’s policies and strategies is, in the first place, the Company’s General Director, who is directly accountable to the Board of Directors and in the second place, the directors and/or managers of specific areas, who in turn are accountable to the General Director. It is the General Director who has to report to the Board of Directors on the methods, progress and/or other details concerning the implementation attained by the various areas.

Regularly, the Board of Directors approves the Annual Budget, which contains the Company’s Strategic and/or Business Plan, the annual management objectives and budgets; the Company’s investment and financing policies, its corporate governance decisions, its enterprise social responsibility actions; its control and risk management actions as well as any other action aimed at the regular monitoring of the Company’s internal information and control systems and lays down the Objectives for each specific fiscal year bearing in mind in so doing not only the requirements arising from its contractual relationship with the Grantor of the Concession but also the political, economic and social outlook as well as the technical and service needs existing at each moment in time.

As regards the Annual Budget for 2012, it must be noted that the Board was supplied with the projected budget on December 13, 2011 and it is thus pending final approval by the Board. This notwithstanding, and given that the absence of budget approval means that the fiscal year 2012 will start without an approved budget, the Board has authorized the Company’s general manager to incur, on a preventative basis and in the period January/April 2012, the operational expenses according to the budget forecasted for fiscal 2012. 159 As regards the investments made by the Company, it is worth noting that there are two types of investments: those imposed by the regulations and demanded by the Grantor of the Concession through Argentina’s Energy Secretariat and/or through the ENRE and embodied either in the Concession Agreement or the periodical tariff reviews, and the optional investments which, though made by the Company to maintain service quality and safeguard its assets, are not included amongst its mandatory investments.

As regards the Company’s funding, the Board of Directors assesses, at regular intervals, the most effective mechanism to resolve its different financial matters. As regards corporate governance policies, the Board of Directors abides by, and enforces company- wide compliance with, the corporate governance policies and other duties arising from corporate law, the regulatory framework applicable to the Company, the transparency regime and the requirements imposed by capital markets and by the Bid Documents as well as the stipulations of the Concession Agreement and it has in place its own policy of periodically preparing the corporate governance code and periodic updating its Code of Ethics pursuant to which it aspires to steer the Company’s relations both internally, that is as regards the relations between the Company and its employees and the interaction amongst employees themselves and amongst employees and third parties, and externally, that is, as regards the relations between the Company and the universe of communities and/or individuals and/or legal entities with which the Company needs to interact in the conduct of the business covered by its corporate purpose and the corporate purpose of its controlled companies.

When it comes to Enterprise Social Responsibility, the Board of Directors has laid down and enforces amongst the persons who carry out activities and/or represent the Company in the interaction with third parties, policies in matters such as professionalism, dedication, non-discrimination, harassment or violence in the work place so that the Company’s people can work in a healthy and pleasant working environment with the ultimate goal being that the utility service rendered by the Company should be provided effectively and professionally, on the awareness that the mission of this utility service is ultimately, to benefit society at large. In this respect, the Company has reinforced the widespread implementation of safety, occupational health and environmental management policies as initiated by the Company already some years back. The activities carried out were aimed at controlling of maintaining the progresses achieved up to date, as well as the development and eventual implementation of new tasks improved or even better than originally carried out, with the sole purpose of promoting a continuous improvement management. To this end, each one of the Company’s employees is provided with information and training is given both to the supervisors and to the coaches in charge of holding meetings at regular intervals to ensure that the policies are being properly interpreted and enforced. The Company’s activities are covered by the quality procedures and policies certified under ISO 9000 Quality Standards.

It is Company policy that the members of the Board of Directors and the executives who serve as Directors and/or managers of the Company should be designated, and if applicable, chosen amongst professionals with the expertise, experience and skills fit for the performance of their duties, who keep abreast of all new developments applicable to their offices particularly as regards politics, economics and energy regulations. Given that the members of the Board are persons nominated to the position by the Company’s shareholders, broadly speaking, their training is a shareholder concern and endeavor. This notwithstanding, the Company has policies that foster and favor knowledge enrichment both for its Directors and top officers.

4) Management Control

At regular intervals the Board of Directors reviews the implementation of the Company’s general policies and strategies. The Company’s operations are later disclosed in its quarterly and annual financial statements.

The Company’s Board of Directors resorts to the several departments or areas, including the office of the General Director, the Planning and Management Control, Regulatory Engineering, Business Development, Technical, Works, Administration and Finance, Human Resources and Legal Affairs departments to design, tune in and implement the general policies and strategies and, when applicable, to see to the different circumstances and/or events that may affect implementation and 160 continuously proposes changes, improvements and/or action alternatives for the ultimate purpose of meeting the objectives or targets previously determined.

The Board of Directors is under a duty to verify the execution of said strategies and policies, compliance with the budget and plan of operations and to oversee management performance. This duty includes checking that the objectives previously established are attained, including forecasted earnings, always for the sake of the Company’s corporate interest.

Management control is exerted, in a first phase, by the Management Planning and Control area, which, following the policies and strategies laid down by the Board of Directors, prepares the annual Budget and annual report / financial information 2011

then assumes responsibility for the economic and financial measurement of the activities, analyzing any departures and proposing any correction that may be required. The activities of this area are described in the quality procedures and policies certified under the ISO 9000 Quality Standards.

At each one of its monthly meetings, the Board of Directors deals with the enforcement of, and oversight of compliance with, the budget and the plan of operations and investments as well as with the control over the performance of each one of the departments which simultaneously allows the Board to maintain a strict and full monitoring and follow-up on the Company’s policies and strategies.

5) Reporting and Internal Control. Risk Management

The Board has in place policies to control and manage risks that are permanently updated in conformity with the best practices in the matter and are supervised through the Company’s Management Control Committee and its General Director.

In addition to the health and safety of its employees, the main asset for the Company to take care of is the environment. To that end, the Company has in place policies of care for the environment to be strictly complied with. The enforcement of these policies is constantly monitored by the Company’s internal areas and, in the terms established in the by-laws, by the Board of Directors.

Additionally, the Company relies on a working tool, the so-called “Dashboard” that measures the various activities (regulated, non-regulated and not subject to tariffs) both for its revenues and its costs. The Dashboard is a major internal management tool as it provides heightened transparency to follow up the activities corresponding to the different areas included in the Company’s organization chart. Besides, the Management Planning and Control department prepares the monthly and forecasted information that is subsequently submitted to the consideration of the Company’s Board of Directors at each one of its meetings.

In addition, the Company has entrusted a leading firm of auditing and consulting services with its internal audit in order to assess internal control and contribute to the mitigation of any risk that may stem from the Company’s operational risks.

When it comes to the follow-up, control and oversight at regular intervals of the Company’s internal information and control systems and compliance with the policies and strategies, the Board of Directors conducts a review during each one of the meetings established in the by-laws of the degree of progress in their execution, compliance and outcomes as well as a thorough analysis of the information provided by the above-mentioned systems. At those meetings, the Board of Directors also checks the activities deployed by the departments that make up the Company’s organizational chart, comparing their performance in the immediately preceding month and instructing on any correction required by the activities performed and/or laying down new guidelines to improve the performance of the various departments.

After having concluded with the Risk Assessment Process that had begun in December 2008, which included completion of the Risk Matrix, the individual analysis of each one of the risks, a survey over existing controls and the determination of new controls, responsibilities, times and actions for implementation, it must be noted that in 2011 and following on the progress made with the risk control and management policies, Transener proceeded with (i) the creation of a Risk Committee, (ii) the appointment of a representative from the office of the General Manager, (iii) the relevant procedure for analyzing, reviewing and updating the Risk Matrix, (iv) the organization of meetings 161 and discussions for raising awareness concerning risks, (v) the definition of a methodology for controlling and improving Risk Management, (vi) the definition and implementation of procedures for management, and (vii) the negotiation of agreements with third parties.

6) Audit Committee

To meet the requirements imposed by Section 15 of the Argentine Executive Branch’s Decree No. 677/2001, Section 30 of the Company’s By-laws provides for the creation of an Audit Committee and regulates its membership and operation. The Audit Committee comprises three (3) members of the Board of Directors with experience and expertise in energy, corporate, financial and/or accounting matters. These members are chosen by the Board of Directors amongst its number by a simple majority of the Board members. The Audit Committee members may be proposed by any of the members of the Board of Directors.

At present, there are three (3) Board members who also serve as regular members of the Audit Committee who are independent, as mandated by Section 15 of the Argentine Executive Branch’s Decree No. 677/2001 and by Section 14, Paragraph III.8.2., Chapter III of the Rules of the Argentine Securities Commission.

The operation of the Audit Committee is regulated by the Company’s By-laws (Section 30), the Action Plan that is prepared on an annual basis by this Committee and submitted to the Board of Directors and the Supervisory Committee for their information and the Rules of the Committee.

As set forth in the Rules of the Audit Committee, minutes should be prepared for each meeting held to further management control actions over the activities carried out by the Audit Committee.

Ever since its inclusion in the Company’s By-laws, back in the year 2004, the appointment of the Audit Committee members has been decided by unanimous vote which is proof of the degree of commitment to the statutory provisions both by the Company’s shareholders and by the members of the Board.

7) Number of Board members. Board membership

Section 20 of the Company’s By-laws lays down that the Company shall be managed by a Board of Directors made up by nine (9) Regular Directors and nine 9) Alternate Directors, appointed by the Ordinary General Shareholders Meeting, more specifically, by the Special Ordinary Stockholder’s Meetings Common stock class. That under the Company’s capital stock is divided into Class “A” shares (equivalent to 51% of its capital stock) and Class “B” shares (equivalent to 49% of its Capital Stock), for which the By-laws provide for the appointment of directors by classes of shares. In this respect, Class “A” shareholders, as the group of shareholders representing the Class, are entitled to choose five (5) Regular Directors and five (5) Alternate Directors and in turn, Class “B” shareholders, as the group of shareholders representing the Class are entitled to appoint four (4) Regular Directors and four (4) Alternate Directors.

Whenever the Shareholders’ Meeting appoints a person to serve in the Company’s Board, the shareholders of the respective Class indicate, and expressly acknowledge in the respective minutes of the meeting, the status as independent director or not of each one of the persons appointed, as applicable, in full compliance with the requirements of General Resolution 340 of the Argentine Securities Commission (Independent Directors and Officers Criteria, Section 11, Paragraph III.6, Chapter III of the Rules of the Argentine Securities Commission).

The Board of Directors shall, at all times, be made up by the directors appointed by the Shareholders’ Meeting within the limits laid down by the Company’s by-laws. Faced with the resignation or revocation of the appointment of any of the Board of Directors members, the Shareholders’ Meeting seeks to fill the vacant position as soon as possible.

As previously indicated (item 6 above), the Shareholders’ Meeting always attempts to appoint a 162 sufficient number of independent directors in order to make up the Audit Committee, and thus, complying fully and continuingly with the provisions of the Public Offering Transparency Regime.

The Company’s by-laws set forth specific provisions concerning the number of independent members of the Board of Directors and require a sufficient number of independent directors. In order to discharge its duties effectively and efficiently, the Board of Directors established the various departments and areas that make up the Company’s organizational chart. In turn, the By-laws, as established in Paragraph 6 of this report provide for the composition, membership and operation of the Audit Committee. annual report / financial information 2011

The Board of Directors considers that the structure provided for in the By-laws for the body in charge of managing the Company is adequate both in terms of the number of members and the number of independent members for the discharge of, and compliance with, the functions established in the by-laws and the statutory provisions and that there is no need to amend it.

8) Board of Directors Membership

At present, none of the Directors of the Company’s Board of Directors has performed executive functions in the Company in the past.

Besides, the Board of Directors expressly acknowledges that there is no policy in place concerning ex-executives serving on the Board.

The Board of Directors considers that although the appointment of Board members is an exclusive attribute of the Company’s shareholders, and despite the absence of express policies in this respect, the inclusion as Board members of former Company executives could be advantageous as these officers should be capable of contributing to the Board experience and expertise in internal management matters and a vision of the business from a different angle.

9) Services rendered to various companies

There are no restrictive policies in place in the Company concerning Board members and/or Supervisory Committee members serving as directors and/or members of the Supervisory Committee for other companies.

Although for purposes of their appointment consideration is given to the professionalism, capabilities and dedication of the individuals nominated to be Board members and therefore, to discharge the functions and/or duties assigned, by no means does this entail a restriction or prohibition for them to serve in similar capacities in other companies.

The Board considers that the circumstance of directors and/or members of the supervisory committee serving as such in a limited number of entities does not constitute an impediment in so far as the discharge of duties abides by the rules that govern potential incompatibilities and in so far as it does not entail any type of conflict of interest with the Company. In this respect, it is the Board’s understanding that through the provisions of Law No. 19,550 and its Code of Ethics, mainly in terms of conflicts of interest and time of dedication to the office, the effective operation of the Board and the interests of the Company are sufficiently safeguarded.

10) Assessment of the Board of Directors’ Performance

The Board of Directors does not have, and it has not developed, any specific rules or procedures to assess the performance of its members as this assessment is conducted by the Company’s shareholders whenever the consideration of their management takes place in occasion of the celebration of the Annual Shareholders’ Meetings.

On an annual basis, the Board of Directors prepares an Annual Report that is then made an integral part of its annual financial statements which are then submitted to the consideration of the Shareholders’ Meeting. These Annual Reports describe the actions implemented by the Board and the results of operations of the preceding fiscal year to serve as adequate and sufficient guidance 163 for the Board to assess the performance of its members.

It is the understanding of the Board of Directors that the preparation of any other self-assessment report or document would not be relevant for purposes of the conduct of Company business and of assessing the performance of its members. Said assessment is performed, on an annual basis, when preparing the report and, at more regular intervals, at the Board meetings for which purpose the respective minutes of the Board meetings are drawn mostly because each and all of the Board meetings deal with changes in the activities, policies and strategies by comparing them to the respective budget or annual plan. 11) Directors and Managerial Executives: Training and Development

Given that, as was described in section 3 “in fine the Board of Directors is made up by professionals and/or individuals of renown in the business world with expertise, experience and skills in energy, business, financial and/or accounting matters, the Company does not have, as a matter of principle, programs and/or plans for training them. However, the Company encourages specialization and knowledge enhancement by its officers and other employees through self-training and to that end, supplies them with material facilities and loosens up working hour requirements. This notwithstanding, the Company keeps the members of the Board of Directors permanently abreast of any issues concerning the electricity market operation and management and any new developments in the field of regulations, economics and politics.

III. DIRECTOR INDEPENDENCE

12) Independent Directors

As already set forth in this report, the Shareholders are responsible for safeguarding, whenever the need arises for appointing and/or finding substitutes for Company Directors, compliance with the statutory requirements concerning the nomination and appointment of independent directors in the proportions necessary as set forth in Section 15 of the Argentine Executive Branch’s Decree No. 677/2001, Section 11, Paragraph III.6., Chapter III and Section 14, Paragraph III.8.2, Chapter III of the Rules of the Argentine Securities Commission. The purpose of the foregoing is to foster the due creation and operation of the Audit Committee.

In turn, the indication of the nature as “independent” or “non-independent” of each director is to be given whenever the directors are appointed and such expression arises from the respective minutes of the Shareholders’ Meetings, which have been duly transcribed unto the corresponding corporate books, signed and duly filed with the competent oversight authorities. The Board of Directors does not see the need for implementing a reporting mechanism in addition to the one herein described.

Ever since its statutory creation, by virtue of Decree 677/2001 and General Resolution 340 of the Argentine Securities Commission, and its adoption by the Shareholders’ Meeting (i.e. upon including the membership mechanism, activities and operations of the Audit Committee in the corporate structure laid down in the Company’s By-laws, Section 30), the Company has continuously met the requirement of proportionality in the number of independent Board members. The Board of Directors is fully confident that the statements tendered in this respect by its shareholders are truthful and in good faith. Therefore, the Board understands that there is no need for implementing any other additional communication concerning the reasons and/or motivation underlying the appointment of Board members as in practical terms, this would not represent any additional material benefit to investors mostly because the roster of Directors and their respective independent status is published in the web-page of the Argentine Securities Commission.

In spite of the above notwithstanding, the Board of Directors reserves the right to request any clarifications or confirmations that it may see fit.

13) Appointment of Managerial Executives

164 As is also the case with the Board members, it is generally executives who have the requisite levels of professionalism, capabilities and dedication who are appointed to fill managerial, similar or higher ranking positions. In all cases, the appointment to fill managerial positions must be approved by the General Director.

As regards the appointment of managerial executives, the Board of Directors considers it to be sufficiently communicated and published: both the Company’s organizational chart and the roster of Company executives may be enquired into in the Company’s web-page. As regards information concerning the reasons for selecting, nominating and/or appointing any given person, the Board is of the idea that no such further disclosure would be in practical terms of substantial additional benefit to investors. annual report / financial information 2011

14) Proportion of Independent Directors

In order to maintain a proportion of independent directors over the total number of directors, the Board in due time proposed to amend the Company’s by-laws, which laid down the requirements for appointing Independent Directors and proposed that at least the absolute majority of Board members who were in turn members of the Audit Committee should be independent directors. The proposal was in due time approved by the Shareholders’ Committee and today it is part of Section 30 of the Company’s by-laws and it is abided by ever since being incorporated by the Shareholders.

The Board of Directors does not see the need for incorporating rules or regulations in addition to those described above to control compliance with the appointment of independent directors as the Board considers that the provisions of the By-laws and of the applicable statutory provisions are sufficient in this respect.

Structure of the Board of Directors (i) Total number of Directors: nine (9) regular and alternate directors. (ii) Number of Independent Directors: two (3) regular directors. (iii) Number of Non-executive Directors: nine (9) regular and alternate directors.

15) Meetings with Independent Directors

Nothing is expressly provided in the Company’s by-laws about Independent Directors holding meetings. This notwithstanding, the Board of Directors would not only object but, in such event, it would be willing to make available to them any reasonable means for holding such meetings. Given that the Company’s Board holds sessions on a monthly basis, this affords ample opportunity for the Independent Directors to hold meetings with adequate periodicity.

There is a provision in the By-laws (Section 30) for the Audit Committee to appoint a Chairman, who must be an independent director and coordinate the operation of the Committee in compliance with the Audit Committee’s internal rules as issued in due time by the Audit Committee itself.

IV. RELATIONS WITH SHAREHOLDERS

16) Information to Shareholders

Whenever the statutory and/or regulatory provisions so require, the Board of Directors makes sure that the Shareholders should be furnished, in due time and manner, with all the documentation and/or information required by currently applicable rules and regulations. Said documentation includes, but is not limited to, the annual and/or interim financial statements, if applicable, the Audit Committee reports and/or any other relevant documentation and information that according to the Public Offering Transparency Regime and/ or any other applicable rule and regulation, is to be made available to the shareholders and/or third parties.

Given that as of the date of holding the most recent Shareholders Meeting: (i) 52.65% of the shares were held by the Majority Shareholder who has been awarded the shares in the Public Call for Bids; (ii) 18.78% of the shares were held by the Argentine Social Security Authorities [Administración Nacional de la Seguridad Social – ANSES]; (iii) the remaining stake is held by local and foreign investors with smaller shareholdings; and (iv) enquiries mainly deal with the status of the Full Tariff Renegotiation and the Company’s financial condition, shareholders’ enquiries are often answered by 165 the Company’s General Director, Finance and Administration Manager and by the staff responsible for Market Relations and they are habitually channeled by e-mail, conference call or video-conference. In consideration of the foregoing, the Board of Directors does not see the need for any further promotion of its informational meetings because the speed and ease of access to the information provided by IT services have tended, in general, to reduce to a minimum the personal attendance of the parties interested thanks to the optimized times that these services afford to users.

If the Board of Directors considers a given matter or affair should be communicated to the shareholders, the Board itself calls a Shareholders’ Meeting to debate the matter as has already been the case. 17) Dealing with Shareholders’ Concerns and Enquiries

The Company has a Head of Market Relations, and its respective alternate, who deal with, and whenever necessary refer to the relevant specialists, any enquiry posed by the shareholders.

The Company does not have a specific office to serve shareholders. This notwithstanding and without prejudice to the preceding paragraph, it must be borne in mind that the information of a public nature may be enquired into free of charge by the shareholders and/or by any party interested in the Argentine Securities Commission’s web-site and in the Company’s own web-site.

18) Shareholders’ Meeting Attendance by Minority Shareholders

The Board of Directors understands that for purposes of disclosure and of maintaining minority shareholders informed about the shareholders’ meetings to be held, the publications contemplated in the Argentine Companies Law, the rules of the Argentine Securities Commission and those of the Buenos Aires Stock Exchange are sufficient.

It is also advisable in the Board’s opinion that the Minority Shareholders should attend shareholders’ meetings if they deem the meeting agenda to be of interest to them.

The Shareholders’ Meetings held by the Company have in all cases been conducted in an absolutely agreeable environment in connection with the universe of shareholders who invest in the Company.

It is common practice for the Company to provide any information requested and to answer all questions made by the shareholders in connection with the various aspects of the Company’s business.

19) Market for Corporate Control

The Company and its shareholders have already expressed an opinion in this respect before the preparation of this report by amending Section 5 of its By-laws, which sets forth that the Company has not adhered to the Optional By-laws Provisions concerning Mandatory Tender Offers set forth by the Argentine Executive Branch’s Decree 677/2.001 and regulated by the General Resolution 400/2002 of the Argentine Securities Commission and supplementary and/or clarifying rules and regulations and amendments.

The Board of Directors is of the opinion that as of the date hereof there are no reasons to warrant further consideration of this matter by the Board and/or the Shareholders.

20) Dividend Policy

As of the date hereof, the Board of Directors has not established a specific dividend policy and it considers that there is no need for one seeing the fluctuations of the economy in general and of the electricity market in particular. And another reason for this decision is, on one hand, that Section 35 of the By-laws expressly provides for a mechanism to distribute liquid and realized earnings and, on the other, that the Company is restricted by certain covenants from distributing earnings as a result of the process to restructure its financial indebtedness completed on June 30, 2005, which in turn constitute clear and reasonable guidelines in view of the origin of the matters that gave rise to them.

166 Notwithstanding the foregoing, and due to the electricity market situation in general, and the results of the company and the needs of the service in particular, Transener has not distributed dividends to its shareholders over the past ten fiscal years.

V. COMMUNITY RELATIONS

21) Communications through the Internet. Security

The Company has a web-site (www.transener.com.ar) where any interested party may access, free of charge, and with ease, updated and sufficient information concerning the Company (as follows: annual report / financial information 2011

Company Profiles: Values, Share Structure, Electrical Equipment and Organizational Chart; Quality Assurance: Policies –Quality Policies and Environmental Policies-, Management System Handbook, Corporate Action, and Contacts; Electricity Market, Regulatory Aspects: Network Enhancements, Remuneration, Service Quality and Contacts; Safety and the Environment; Public Safety, Public Works and Services, Administration and Finance: Annual Reports, Press Releases, Financial Information and Contacts; and Supplies and Procurement: Contacts and Transener S.A.’s Technical Specifications).

Furthermore, any person visiting this web-site may submit its concerns to the Company addressing them to the specific contacts for each area and/or information in particular. All enquiries channeled through the web- site as well as any other information associated thereto is considered to be confidential and treated as such.

22) Site Requirements

Both the Company’s web-site and the servers used by the Company to run it, as well as the information transmitted by electronic means are subject to the adequate security measures in line with the highest confidentiality and integrity standards and are aimed at keeping, storing and recording information.

VI. COMMITTEES

23) Audit Committee Chaired by an Independent Director

The Board of Directors considers that it is adequate and advisable for the Audit Committee to be chaired at all times by an independent Board member (as set forth in General Resolution No. 340 of the Argentine Securities Commission, with the Independence Criteria Applicable to Directors and Managers embodied in Section 11, Paragraph III.6, Chapter III of the Rules of the Argentine Securities Commission).

In line with the above paragraph, the Board of Directors has suggested, ever since the creation of the Audit Committee and until today, to the Board members who make up the Audit Committee to appoint as its chairman any of its independent members, a suggestion that has been heeded until today.

VII. SUPERVISORY COMMITTEE AND EXTERNAL AUDITORS

24) Rotation of the External Auditors and Supervisory Committee

As is also the case with the Company’s directors, for purposes of appointing the members of the Supervisory Committee and/or the External Auditor, consideration is given to the professionalism, capabilities and dedication of the candidates.

As required by statutory and regulatory provisions in force, each year the Audit Committee issues a report whereby it hands down an opinion on, amongst other aspects, the skills, independence and performance of the External Auditors and of the members of the audit team. In turn, the Supervisory Committee, upon issuing its annual report at the end of each fiscal year, hands down an opinion, as laid down in the accounting standards currently in force, about the quality of the Company’s audit policies and the degree of objectivity and independence of the External Auditor in the discharge of its duties.

Without prejudice to the enforcement of the rules issued by the Argentine Securities Commission on the matter, the Company has not had and does not presently have, express specific policies 167 concerning the rotation of the Supervisory Committee members and of the External Auditor.

As it may be inferred from the above, the independence and integrity of each one of the members of the Supervisory Committee and/or the External Auditor is ensured by complying with the currently applicable rules and regulations governing their respective appointment. Therefore, the Board considers that the measures taken by the Shareholders’ Meeting in connection with the above-mentioned appointments are adequate and does not see the need for making any additions and/or changes of any kind in that respect.

25) Dual Capacity as Member of the Supervisory Committee and Auditor

It is not adequate in the opinion of the Board of Directors that the members of the Supervisory Committee should also discharge External Audit functions and/or perform External Audit activities and/or work for the firm that renders external audit services to the Company. In this respect, when the need arises for appointing the accountant that shall certify the financial statements for each fiscal year, the Company’s Shareholders endeavor not to appoint any of the members of the Supervisory Committee designated to serve as such in the respective fiscal year.

VIII. COMPENSATION SYSTEMS

26) Compensation Systems. Remuneration, Appointments and Corporate Governance Committees.

The Company does not have specific committees to deal with the control and/or analysis of remunerations, appointments and corporate governance matters.

The compensation policy that applies to the Company’s executive personnel consists in a monthly salary and an annual variable bonus. The monthly salary is established based on the characteristics and responsibilities of the position held and the academic qualifications, skills and experience of each executive. The annual variable bonus is subject to targets concerning the Company’s financial and operational performance, the performance exhibited by the Company’s departments and the attainment of personal targets. The Company does not have in place any stock option plan.

The remuneration of the Company’s officers and employees is determined on the basis of market surveys that are conducted either by the Company itself or by leading companies hired by the Company to provide these surveys to ensure that the remunerations paid by the Company are adequate.

As regards the fees payable to the Board of Directors, the Audit Committee renders an opinion, at regular intervals, on the fairness of such fees.

The appointments of the Company’s employees are decided by each one of the heads of areas, with the involvement, in all cases, of the Human Resources department; in the event of lateral transfers, these designations are made by the various heads involved and in certain specific instances, the Company’s General Director shall be involved as well.

In the event of an incident of discrimination, the Company shall resort to its Code of Ethics as it constitutes a guide that provides information on how to deal with the most frequent problems associated to business behavior. As expressly stated in the Code, “Ethical behavior and the enforcement of values such as honesty, justice, integrity, loyalty and cooperation, as the principles that guide the Company’s actions, constitute a constant concern and as such, they are the starting point for personnel performance.”

The Board of Directors considers that the systems and/or policies regulating remunerations, appointments and business ethics implemented by the Company are adequate and therefore does not see the need for forming specific committees, as prescribed by the General Resolution No. 516/2007 of the Argentine Securities Commission.

Buenos Aires, March 6, 2012 168 THE BOARD OF DIRECTORS

Gabriel Cohen Director annual report / financial information 2011

FINANCIAL STATEMENTS

Here follows the Consolidated Balance Sheets of Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A. and the corresponding Consolidated Statements of Operations, Statement of Changes in Shareholders’ Equity and Consolidated Statements of Cash Flows for the fiscal year ended December 31, 2011 and a copy of which will be found in the CD attached herein.

169 CONSOLIDATED BALANCE SHEETS as of December 31, 2011 and 2010 (In Argentine Pesos, except as otherwise indicated) December 31, 2011 December 31, 2010 $ $

ASSETS CURRENT ASSETS Cash and banks 26,437,485 67,952,824 Investments 111,529,385 39,643,569 Accounts receivable 140,964,879 121,333,422 Other receivables 28,826,943 25,006,716 Total current assets 307,758,692 253,936,531

NON-CURRENT ASSETS Property, plant and equipment, net 1,465,212,717 1,492,016,667 Other receivables 51,523,131 40,318,675 Other assets 135,108,540 180,572,951 Total non-current assets 1,651,844,388 1,712,908,293

TOTAL ASSETS 1,959,603,080 1,966,844,824

LIABILITIES CURRENT LIABILITIES Accounts payable 41,996,844 44,975,897 Bonds and other indebtedness 18,534,720 52,565,777 Payroll and social securities taxes payable 57,368,887 35,614,399 Taxes payable 20,015,125 26,493,773 Provisions 22,466,400 32,101,110 Other liabilities 1,710,650 6,625,000 Total current liabilities 162,092,626 198,375,956

NON-CURRENT LIABILITIES Accounts payable 39,936,596 52,038,626 Bonds and other indebtedness 646,875,815 534,491,699 Payroll and social securities taxes payable 29,942,474 20,230,191 Taxes payable 25,658,763 34,574,641 Other liabilities 390,000 1,184,652 Total non-current liabilities 742,803,648 642,519,809 170

TOTAL LIABILITIES 904,896,274 840,895,765 Minority interest 40,501,519 43,465,236

SHAREHOLDERS' EQUITY 1,014,205,287 1,082,483,823

TOTAL LIABILITIES, MINORITY INTEREST AND SHAREHOLDERS’ EQUITY 1,959,603,080 1,966,844,824 annual report / financial information 2011

CONSOLIDATED STATEMENTS OF OPERATIONS For the years ended December 31, 2011 and 2010 (In Argentine Pesos, except as otherwise indicated) December 31, 2011 December 31, 2010 $ $

Net revenues 628,259,669 583,759,512 Operating expenses ( 509,929,063) ( 401,007,742) Gross profit 118,330,606 182,751,770

Administrative expenses ( 103,910,866) ( 86,164,313) Operating income 14,419,740 96,587,457

Impairment of investment in subsidiary ( 26,030,256) ( 18,039,927)

Financial and holding results, net Generated by assets Interest income 39,259,340 87,250,589 Foreign currency exchange differences 9,668,446 ( 35,212) Other results generated by assets 7,408,633 1,405,494 Generated by liabilities Interest expenses ( 79,412,282) ( 74,239,709) Foreign currency exchange differences ( 43,997,628) ( 23,193,514) (Loss) Gain from repurchase of notes 1,760,882 3,355,544 Result from liabilities measured at fair value ( 2,424,973) ( 1,152,331) Total financial results, net ( 67,737,582) ( 6,609,139)

Other income, net ( 31,253) 5,170,100

Minority interest 2,184,937 ( 819,769)

Net (loss) income before taxes ( 77,194,414) 76,288,722 Income tax expense 8,915,878 ( 53,080,286) Net (loss) income for the year ( 68,278,536) 23,208,436

171 STATEMENT OF CHANGES IN SHAREHOLDERS` EQUITY For the years ended December 31, 2011 and 2010 (In Argentine Pesos, except as otherwise indicated)

Shareholders` contribution Common Inflation Paid in Legal Voluntary Retained TOTAL adjustement stock on common capital Total reserve Reserve earnings shareholders` stock equity $

Balances at December 31, 2009 444,673,795 352,996,229 31,978,847 829,648,871 39,128,713 0 190,497,803 1,059,275,387

Approved by Shareholders’ meeting held on April 7, 2010 -Legal Reserve 0 0 0 0 2,339,321 0 ( 2,339,321) 0 Net income for the year 0 0 0 0 0 0 23,208,436 23,208,436 BALANCES AT DECEMBER 31, 2010 444,673,795 352,996,229 31,978,847 829,648,871 41,468,034 0 211,366,918 1,082,483,823 Approved by Shareholders’ meeting held on April 13, 2011 -Legal Reserve 0 0 0 0 1,160,422 0 ( 1,160,422) 0 -Voluntary Reserve 0 0 0 0 0 210,206,496 ( 210,206,496) 0 Net loss for the year 0 0 0 0 0 0 ( 68,278,536) ( 68,278,536) BALANCES AT DECEMBER 31, 2011 444,673,795 352,996,229 31,978,847 829,648,871 42,628,456 210,206,496 ( 68,278,536) 1,014,205,287

172 annual report / financial information 2011

CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOWS For the years ended December 31, 2011 and 2010 (In Argentine Pesos, except as otherwise indicated) December 31, December 31, 2011 2010 $ $

Changes in funds Cash and cash equivalents at the beginning of the year 104.790.378 60.079.423 Increase in cash and cash equivalents 29.646.171 44.710.955 Cash and cash equivalents at year end 134.436.549 104.790.378

Operating activities Net loss for the year ( 68.278.536) 23.208.436 Interest and exchange gains on bonds and other indebtedness and other liabilities accrued during the year 111.842.938 88.886.888 Interest accrued net ( 3.876.859) 447.752 (Loss) Gains from repurchase of notes ( 1.760.882) ( 3.355.544) Income tax expense ( 8.915.878) 53.080.286 Adjustments to reconcile net income to cash flows provided by operating activities: Depreciation of property, plant and equipment 77.150.832 76.574.074 Instrumental Agreement ( 59.420.090) ( 142.571.338) Amortization of other non-current assets 45.464.411 45.464.412 Allowance for irrecoverable receivables 497.127 1.486.559 Allowance for loans to subsidiary 25.533.129 3.999.666 Provisions ( 14.747.649) ( 12.012.635) Gain from sale of property, plant and equipment 0 ( 230.000) Retirements of property, plant and equipment 3.358.340 1.465.158 Advanced payments accrual ( 11.731.524) ( 11.731.524) Impairment of investment in subsidiary 0 12.553.702 Minority interest ( 2.184.937) 819.769 Changes in certain assets and liabilities, net of non-cash: (Increase) Decrease in accounts receivable ( 53.049.662) ( 30.429.170) (Increase) Decrease in other receivables ( 20.870.014) 20.370.392 Increase (Decrease) in accounts payable ( 3.349.559) 11.998.474 Increase (Decrease) in payroll and social securities taxes payable 31.466.771 10.584.969 Increase (Decrease) in taxes payable ( 6.478.648) ( 48.433.288) Increase (Decrease) in provisions 7.165.941 ( 8.690.818) Net cash provided by operating activities 47.815.251 93.486.220 Cash flows from investing activities: Proceeds from sale of property, plant and equipment 0 230.000 Payments for the acquisition of property, plant and equipment ( 53.705.222) ( 46.869.064) Loans to subsidiary ( 24.206.400) 0 Increase in investments ( 724.306) ( 6.198.456) Net cash used in investing activities ( 78.635.928) ( 52.837.520) Cash flows from financing activities Payments of dividends 0 ( 264.362) Increase in bonds and other indebtedness 250.099.500 33.973.225 Payment of other expenses related to the refinancing and debt issuance ( 23.320.629) 0 Funds from CAMMESA Financing 92.000.014 94.129.870 Payment of reduction of capital stock ( 888) 0 Payments and repurchase of bonds and other indebtedness - Principal ( 211.577.479) ( 67.535.834) Payments and repurchase of bonds and other indebtedness - Interests ( 46.733.670) ( 56.240.644) Net cash provided by financing activities 60.466.848 4.062.255 Increase in cash and cash equivalents 29.646.171 44.710.955 173

Significant non-cash transactions Decrease in other liabilities ( 235.409.633) 0 Decrease in accounts receivable 235.409.633 0 Payment of dividends in kind to minority shareholders in controlled companies 0 ( 1.929.667) Decrease in other receivables ( 5.845.331) 0 Decrease in other liabilities 5.845.331 1.929.667 0 0 Diseño y diagramación Design and page layout 174