Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2003

Dec 18, 2003

Buenos Aires, 24 de septiembre de 2003

Señor

Gerente de Fiscalización de la

Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Presente

At.: Dr. Roberto Chiaramoni

Ref.: Art. 63 del Nuevo Reglamento de Cotización

De nuestra mayor consideración:

Hacemos saber que en su reunión del día 24 de septiembre de 2003, el Directorio de esta Sociedad ha aprobado la información relativa a la reseña informativa, los estados contables y demás documentación correspondiente al primer trimestre del decimosexto ejercicio económico finalizado el 31 de julio de 2003.

Por consiguiente, el Directorio pone en conocimiento de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires la información resumida más relevante, así como un análisis de los negocios de la Sociedad y sus perspectivas, para conocimiento de los accionistas y demás interesados.

1. La pérdida del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 ascendió a $ 271.685. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de julio de 2003 es la siguiente:

Tabla Nº 1

3) Contexto económico argentino

Luego de casi 4 años de recesión, la República Argentina quedó inmersa en un delicado contexto económico, con una caída de la demanda interna, un incremento significativo en el nivel de desempleo y un deterioro de la capacidad del Gobierno Nacional para cumplir con sus compromisos.

Para hacer frente a la crisis que vivió el país, a partir del mes de diciembre de 2001, el Gobierno Nacional emitió medidas tendientes a restringir la libre disponibilidad y circulación de efectivo y la transferencia de divisas al exterior.

Todo esto provocó la renuncia del presidente de la Nación y el nombramiento de sucesivos gobiernos interinos, que culminaron en la declaración del incumplimiento del pago de los servicios de la deuda pública a fines del año 2001.

Con posterioridad, y a partir del mes de enero de 2002, se emitieron leyes, decretos y regulaciones que implicaron un profundo cambio en el modelo económico vigente hasta ese momento.

Entre las medidas adoptadas se destaca la puesta en vigencia de la flotación del tipo de cambio, que derivó en una devaluación significativa, la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país, y el consecuente incremento de los precios internos. Asimismo, la evolución futura de la crisis económica podría requerir que el gobierno modificara alguna medida adoptada o emitiera regulaciones adicionales.

Los efectos más relevantes de la crisis mencionada sobre las operaciones de la Sociedad fueron el agravamiento de la situación financiera como consecuencia de la devaluación del peso argentino y la caída de los resultados operativos como consecuencia de la pesificación de los precios de la energía eléctrica.

La dirección de la Sociedad se encuentra actualmente implementando un plan de acción para revertir el severo impacto del contexto argentino en los resultados de sus operaciones, que ha afectado su situación económica y financiera actual y futura. Entre otras, las principales medidas que se están implementando son la renegociación con la banca acreedora y la presentación de amparos judiciales ante la pesificación de los precios de la energía eléctrica.

Los impactos generados por el conjunto de las medidas adoptadas hasta la fecha por el Gobierno Nacional, sobre los estados contables de la Sociedad al 31 de julio de 2003, se reconocieron de acuerdo con las evaluaciones y estimaciones realizadas por la gerencia a la fecha de preparación de los mismos. Los resultados reales futuros podrían diferir de las evaluaciones y estimaciones realizadas a la fecha de preparación de los presentes estados contables y dichas diferencias podrían ser significativas.

Por lo tanto, los estados contables de la Sociedad pueden no informar todos los ajustes que podrían resultar de estas condiciones adversas. Asimismo, no es posible en estos momentos prever la evolución futura del precio de la energía eléctrica (principal bien de cambio de la Sociedad) ni las consecuencias que esto genera sobre la posición económica y financiera de la Sociedad. En consecuencia, las decisiones que deban tomarse en base a los presentes estados contables deberán considerar la evolución futura de esta variable y los estados contables de la Sociedad deben ser leídos a la luz de estas circunstancias de incertidumbre.

A pesar de que la dirección de la Sociedad entiende que el plan de acción implementado permitirá mitigar el impacto negativo de la situación descripta anteriormente, no es posible asegurar que tendrá éxito al implementarlo y si permitirá, una vez implementado, cumplir con los objetivos establecidos.

4) Capital de trabajo negativo

Al 31 de julio de 2003, la Sociedad registró una pérdida neta de $0,3 millones, pérdidas acumuladas por $97,2 millones y un déficit de capital de trabajo de $787,4 millones.

La dirección de la Sociedad se encuentra definiendo e implementando un plan de acción para revertir estas circunstancias y se encuentra analizando su estructura de endeudamiento para poder reestructurar su deuda financiera.

5) La estructura patrimonial sintética expresada en $miles comparativa es la siguiente:

Tabla Nº 2

(1) Pesos ajustados al 28 de febrero de 2003 de acuerdo con normas contables profesionales vigentes.

6) La estructura de resultados expresada en $miles comparativa es la siguiente:

Tabla Nº 3

(*) Netas de los cargos variables asociados al transporte de energía.

(1) Pesos ajustados al 28 de febrero de 2003 de acuerdo con normas contables profesionales vigentes.

7) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/07/03	31/07/02	31/07/01	31/07/00	31/07/99
Ventas de energía en miles de MWh	1.177	1.286	1.143	1.381	752
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	30.408	4.974	33.656	19.349	15.953
Ventas de petróleo en el mercado extranjero en m3(1)	-	24.990	-	-	-
Ventas de propano en el mercado local en tn	6.916	7.413	5.559	5.595	6.553
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	2.711	2.004	1.483	2.783	1.867
Ventas de butano en el mercado local en tn	5.639	5.783	4.138	4.071	4.960
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	485	517	401	1.237	483
Ventas de gasolina en m3 en el mercado local (2)	-	-	2.527	6.008	7.446
Producción de energía en miles de MWh	1.198	1.272	1.003	1.324	750
Producción de petróleo en m3	16.886	19.355	19.138	22.131	15.803
Producción de gas en miles de m3	268.217	275.452	240.881	326.400	261.690
Producción de propano en tn	9.522	9.495	6.998	8.339	8.334
Producción de butano en tn	6.215	6.009	4.454	5.258	5.363
Producción de gasolina en m3 (1)	8.551	8.790	6.438	7.210	7.408

	31/07/03	31/07/02	31/07/01	31/07/00	31/07/99
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	22,8	19,8	146	5	2
Compra de gas en miles de m3	31.875	41.339	13.049	13.692	-
Ventas de energía en $miles	35.974	33.044	48.830	68.002	36.637
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	13.672	3.255	12.321	8.058	3.776
Ventas de petróleo en el mercado extranjero en $miles	-	15.306	-	-	-
Ventas de propano en el mercado local en $miles	4.509	3.593	2.811	2.380	2.534
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	1.882	1.550	683	1.178	616
Ventas de butano en el mercado local en $miles	3.633	2.779	1.882	1.626	1.893
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	333	402	189	543	158
Ventas de gasolina en $miles	-	-	1.002	2.153	2.143
Precio de venta promedio de energía por MWh	30,56	25,70	42,72	49,24	48,72
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	449,62	654,40	366,09	416,46	236,70
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado extranjero	-	612,48	-	-	-
Precio de venta promedio de petróleo con SWAP por m3	-	-	358,12	307,10	236,00
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	651,97	484,69	505,67	425,38	386,69
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	694,21	773,45	460,55	423,28	329,94
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	644,26	480,55	454,81	399,41	381,65
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	686,60	777,56	471,32	438,96	327,12
Precio de venta promedio de gasolina por m3	-	-	396,52	358,36	287,81

(1) Incluye 8.551 m3 de gasolina al 31 de julio de 2003 y 8.866 m3 al 31 de julio de 2002 vendidos como petróleo.

(2) La disminución en el volumen vendido se debe a 8.551 m3 y 8.866 m3 de gasolina al 31 de julio de 2003 y 2002 respectivamente, vendidos como petróleo.

8) Indices

Tabla Nº 5

(a)	Activo corriente
	Pasivo corriente

(b)	Pasivo total
	Patrimonio neto

(c)	Resultado neto
	Total de acciones en circulación

(d)	Resultado ordinario antes de impuestos
	Patrimonio neto excluyendo el resultado final del período

9) Resultado acumulado al 31/07/03:

El primer trimestre del decimosexto ejercicio económico finalizado el 31 de julio de 2003 arrojó una pérdida neta de $miles 271 y un Patrimonio neto de $miles 348.594.

La ganancia bruta del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 fue del 26,3% sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió también al 0,5% de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 60.003. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/7/03		31/7/02
Producto	$miles	%	$miles(1)	%
Energía	35.974	60,0	33.044	55,1
Petróleo	13.672	22,8	18.561	31,0
Propano	6.391	10,7	5.143	8,6
Butano	3.966	6,5	3.181	5,3
Total	60.003	100,0	59.929	100,0

(1) Pesos ajustados al 28 de febrero de 2003 de acuerdo con normas contables profesionales vigentes.

Las ventas netas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 se mantuvieron prácticamente constantes respecto del mismo período del ejercicio anterior. El comportamiento de cada uno de los productos fue el siguiente:

a) Energía:

Las ventas de energía medida en MMWh disminuyeron un 8,5% pasando de 1.286 al 31 de julio de 2002 a 1.177 al 31 de julio de 2003, como consecuencia de los trabajos de mantenimiento realizados sobre algunas de las máquinas de la central en el trimestre finalizado el 31 de julio de 2003.

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 2.930, representando un 8,9% con respecto al ejercicio anterior. Este aumento se debió a que si bien la tarifa se encuentra pesificada por decisión del gobierno nacional, el comportamiento de la mayor demanda de energía por parte del mercado evidenció un aumento general en el precio.

En el cuadro comparativo de la tabla Nº 4 se observa que en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 se han vendido MMWh 1.177 (miles de megavatios hora) lo que representa un promedio de 392 MMWh por mes. Si comparamos este promedio con el alcanzado durante el mismo período del ejercicio anterior (429 MMWh), observamos una disminución del 8,5% por los motivos comentados anteriormente.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo por el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 disminuyeron en $miles 4.889, representando un 26,3% con respecto del mismo período del ejercicio anterior. Esta disminución se debió a la baja en el precio de venta del petróleo como consecuencia del acuerdo de precio que las empresas productoras firmaron con el gobierno nacional que establece un tope de U$S 28,50 por barril para las ventas en el mercado interno. Dicho acuerdo empezó a regir a partir de enero de 2002 y repercutió en las ventas de la Sociedad desde dicho momento.

Si comparamos el precio del petróleo en moneda de cada momento (sin reexpresar las cifras del 31 de julio de 2002 en moneda de cierre) puede observarse que el mismo disminuyó de $ 498,36 por m3 al 31 de julio de 2002 a un promedio de $ 449,62 por m3 al 31 de julio de 2003, es decir un 9,8 %.

La producción de petróleo disminuyó un 12,8%, de 19.355 m3 al 31 de julio de 2002 a 16.886 m3 al 31 de julio de 2003, como consecuencia de la menor necesidad de gas dada la menor generación de energía eléctrica.

c) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 aumentaron en $miles 1.248 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia del mayor volumen vendido (210 tn) y un aumento global de los precios de un 21,6 %.
• Las ventas de butano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 aumentaron en $miles 785 con respecto al mismo período del ejercicio anterior como consecuencia del incremento del 28,3% en los precios que compensó la caída del 2,8% en el volumen vendido.
• No se han registrado ventas de gasolina ya que 8.551 m3 fueron blendeados y vendidos con el petróleo por razones de mercado.

El costo de ventas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 ascendió a $miles 44.249, representando el 74% sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 45.450, representando el 76% sobre las ventas. Si bien los costos se mantuvieron constantes, es importante aclarar que debido a la consolidación de los resultados fueron eliminados los cargos relacionados con la operación de la planta de LPG y dicha disminución de costos fue compensada por el aumento en ciertos costos por el impacto de la devaluación, a las adquisición de repuestos relacionados con los mantenimientos mayores realizados a las turbinas de la central térmica y a indemnizaciones abonadas.

Los gastos de administración del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 ascendieron a $miles 2.012 representando un 3% respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 34,2%, como consecuencia de los incrementos en honorarios contables e impositivos abonados, entre otros.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 6.650, representando un 11% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos disminuyeron un 15,5%, como consecuencia de las menores retenciones de exportaciones abonadas como consecuencia de que la Sociedad no realizó exportaciones de petróleo en el presente trimestre, los cuales fueron compensados parcialmente con los mayores gastos relacionados con los cánones abonados por el uso de la cuarta línea (en el período finalizado el 31 de julio de 2002 estos conceptos se activaban en Activos intangibles).

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 8.494, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron negativos por $miles 182.379. La pérdida financiera registrada durante el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2003 obedece a los intereses devengados sobre las deudas financieras que posee la sociedad y a la diferencia de cambio generada sobre los mismos pasivos por el incremento del tipo de cambio desde abril de 2003 al cierre, compensada parcialmente por los resultados por tenencia de los bienes de cambio y del costo de ventas. En tanto que, en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2002 los resultados financieros y por tenencia fueron negativos fundamentalmente por el cargo a resultados de la diferencia de cambio activada al 30 de abril de 2002, según las normas contables vigentes a dicho momento.

Los otros egresos e ingresos netos fueron positivos por $miles 7.366, fundamentalmente por la operación de canje de activos realizada por nuestra controlada Capex International Business Company (CIBCO). Esta última, con fecha 23 de junio de 2003, realizó un canje de activos con Agua del Cajón Cayman Company, a través del cual cedió su tenencia accionaria en Triunion y recibió a cambio el 100% de las cuotas partes de Servicios El Paso S.R.L. (SEP), asumiendo una deuda de US$ 5.462.163 por la diferencia de capital de trabajo entre las sociedades cuyos títulos fueron objeto del canje y generando una ganancia de $ 8.411.803.

Evolución Patrimonial

Como se observa en la síntesis de la situación patrimonial al 31 de julio de 2003, el activo no corriente disminuyó en $miles 152.344 en comparación con el 31 de julio de 2002. La causa principal de esta reducción es el cargo a resultados de la diferencia de cambio activada en bienes de uso al 30 de abril de 2002 y la previsión de los saldos impositivos del impuesto a la ganancia mínima presunta, compensado parcialmente con el aumento en las inversiones en la perforación de pozos de petróleo y gas.

El pasivo disminuyó en $miles 279.142, lo que representa una baja del 23,8% con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de la revaluación del peso con respecto al dólar y a la evolución del índice de precios. El esquema de financiación implementado se encuentra conformado por líneas de crédito tomadas principalmente en el exterior, tales como el Préstamo Sindicado, Floating Rate Note, el Secured Trade Facility, la tercera serie de obligaciones negociables y los préstamos locales. La Compañía se encuentra mayoritariamente endeudada en dólares estadounidenses, habiendo sufrido los efectos de la baja de precios en términos de dólar de su producto básico, la energía eléctrica, ello debido a la pesificación de la misma. Como consecuencia de lo anteriormente expuesto, y en virtud del impacto de esta situación sobre el flujo de fondos, se ha decidido una política basada en el cumplimiento de todas las obligaciones inherentes al mantenimiento de las operaciones de la Sociedad y al seguimiento de un proceso de reestructuración de su deuda para lo cual se han designado asesores financieros y legales.

A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la Sociedad posee deudas de capital que se encuentran impagas por US$ 228,7 millones y $ 12,0 millones, en tanto que los intereses vencidos y pendientes de pago ascienden a US$ 4,0 millones y $ 0,8 millones. A la fecha de emisión de los presentes estados contables ningún banco, agente o trustee ha ejercido el derecho a convertir en vencido y exigible el total del capital desembolsado e intereses devengados que se encuentren pendientes a la fecha del evento, ni ha ejercido derechos sobre las prendas a su favor.

Con respecto al Impuesto a las ganancias, la Sociedad contabiliza el mismo aplicando la metodología del impuesto diferido previsto en la Resolución Técnica N° 17. Dichas normas han sido adoptadas por la CNV mediante la Resolución General N° 434, con ciertas modificaciones que no afectan significativamente a la Sociedad. La provisión por impuesto diferido ha sido determinada en base a las diferencias temporarias generadas sobre los rubros que poseen distinto tratamiento contable e impositivo. El activo por impuesto diferido se genera principalmente por los quebrantos impositivos, por el tratamiento que la Ley N° 25.561 de Emergencia Económica y Reforma del Régimen Cambiario le asignó a las diferencias de cambio generadas por los préstamos en moneda extranjera tomados en el exterior y por los intereses no deducidos en la proporción correspondiente, de acuerdo con las limitaciones establecidas en la Ley de Impuesto a las Ganancias. El pasivo por impuesto diferido se genera principalmente por las diferencias temporarias entre la valuación contable y el valor impositivo de los bienes de uso y activos intangibles, fundamentalmente por los distintos criterios de amortización.

El valor recuperable de los créditos impositivos diferidos está supeditado a la generación de futuras utilidades gravadas por el impuesto a las ganancias, suficientes para su utilización antes de su prescripción legal. Al respecto, la Sociedad, en base a proyecciones efectuadas, preparadas de acuerdo con su mejor estimación, y teniendo en cuenta las actuales condiciones económicas según lo descrito anteriormente, considera probable la posibilidad de generar ganancias gravadas para absorber parcialmente el quebranto generado hasta el año 2003 y las diferencias temporarias netas. Al cierre de los presentes estados contables, el crédito de impuesto correspondiente al quebranto impositivo y a las diferencias temporarias netas se expone dentro del rubro “Otros Créditos” .

La adopción de este nuevo criterio de valuación ha dado lugar a un ajuste de resultados de ejercicios anteriores ganancia de $ 68.259.983 , de los cuales una pérdida de $ 52.752.867 fue imputada a los resultados del ejercicio cerrado al 30 de abril de 2003 y el resto, una ganancia de $ 121.012.850, fue imputada a resultados de ejercicios anteriores. Asimismo, la adopción de este nuevo criterio de valuación mencionado dio lugar a una disminución de $ 31.811.139 en los resultados correspondientes al período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2002.

Por Ley Nº 25.063 publicada en el Boletín Oficial el 30 de diciembre de 1998, se dispuso la creación del impuesto a la ganancia mínima presunta aplicable a los ejercicios comerciales finalizados a partir del 31 de diciembre de 1998. Dicho impuesto se calcula en base a la alícuota del 1% sobre el activo de la Sociedad, determinado en base a criterios impositivos. Si bien la norma legal permite computar dicho impuesto a cuenta del impuesto a las ganancias que se pudiese generar en cada uno de los próximos diez ejercicios, como consecuencia de la devaluación y estimando su escasa posibilidad de utilización a la luz de la nueva realidad económica por la que está atravesando la Sociedad, los mismos son reconocidos en resultados a medida que se van devengando.

12) Perspectivas:

Incertidumbre en la Argentina. Cambios en el Gobierno Nacional. Pesificación. Devaluación. Efectos sobre la deuda bancaria.

A partir de diciembre de 2001 se ha desatado una crisis política y económica sin precedentes en la Argentina, que ha aportado una gran incertidumbre sobre el futuro inmediato, tanto para los habitantes como para los agentes económicos argentinos, entre ellos la Sociedad.

No obstante lo expuesto, si no aparecen nuevas causas de desequilibrio, el Directorio de la Sociedad es optimista en la resolución de los problemas descriptos en los puntos 3 y 4 de esta carta.

Campaña de perforación

Durante el ejercicio económico que se inició el 1 de mayo de 2003, Capex continuará con un plan de perforación de 6 pozos y la reparación de otros 3 en el área Agua del Cajón. Los principales objetivos serán: consolidar las reservas de gas certificadas, mantener la producción de gas para el consumo de la Central, aumentar la producción y buscar nuevos horizontes productivos dentro de esta área. Al 31 de julio de 2003 se perforaron 4 pozos y se repararon 2 pozos de la campaña mencionada.

Reservas de petróleo y gas

Netherland, Sewell & Associates Inc., consultores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas en las áreas Agua del Cajón y Senillosa al 30 de abril de 2003. De ese estudio realizado surge que las reservas comprobadas se incrementaron con respecto al informe anterior de fecha 30 de abril de 2000 (menos la producción acumulada al 30 de abril de 2003) según el siguiente detalle:

	Variación
Gas	0,16%
Petróleo	41,56%
Gasolina	52,54%
Propano + butano	65,10%

Modificaciones al marco regulatorio del sector eléctrico

En uso de las facultades de la Secretaría de Energía para establecer “topes” a los precios spot en el marco de la Emergencia Económica, se dictó la resolución Nº 240 del 15 de agosto de 2003, la que establece normas para la fijación del precio spot dentro del Mercado Eléctrico Mayorista ante situaciones de déficit de abastecimiento de gas natural a las centrales de generación.

Los precios spot se fijarán bajo el “supuesto” de que todas las máquinas disponibles poseen gas para el abastecimiento de la demanda. Aquellas unidades que consuman combustibles líquidos o mezcla no fijarán precio, reconociéndoles la diferencia entre el precio de mercado (sancionado con gas) y su costo (en base al combustible real consumido) como “Sobrecostos Transitorios de Despacho”. Asimismo las centrales hidroeléctricas no fijan precio spot, recibiendo el precio sancionado. Su vigencia será hasta que la Secretaría de Energía disponga su levantamiento.

Por intermedio de la resolución Nº 406 de la Secretaría de Energía del 8 de septiembre de 2003, se dispone la necesidad de fijar mecanismos transitorios para la asignación de recursos escasos, privilegiando el pago de costos, con la finalidad de proteger a los usuarios cautivos en el marco de la Emergencia Económica.

El punto de partida de esta resolución es la falta de recursos en el Fondo Estacional, debido a la no sanción de un nuevo Precio Estacional por parte de la Secretaría de Energía con la finalidad de ajustar el déficit de este fondo (diferencia entre la tarifa estacional pagada por los Distribuidores/Demanda versus el precio spot sancionado para los generadores).

A esos efectos dispuso un mecanismo de distribución del dinero cobrado por CAMMESA, fijando una serie de prioridades. Los saldos pendientes de pago de cada mes se consolidarán y serán pagados cuando el Fondo Estacional posea el dinero suficiente. La vigencia de los mecanismos será a partir de los vencimientos de septiembre de 2003 y hasta tanto no se disponga lo contrario.

La Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA) ha iniciado un Recurso de amparo por la falta de determinación de un nuevo Precio Estacional por parte de la Secretaría de Energía, acorde al estado del Fondo de Estabilización de precios el cual se encuentra deficitario. La resolución Nº 406 de la Secretaría de Energía se agrega al expediente. Independientemente de ello, la Sociedad solicitó “vista” de las actuaciones administrativas relacionadas con los dictados de ambas resoluciones.

13) Cantidad de acciones

Al 31 de julio de 2003 el capital social de la Sociedad estaba compuesto por 47.947.275 de acciones ordinarias clase “A” escriturales de V/N $1 cada una, con derecho a 1 voto por acción. Del total de acciones, el 39,54843 %, es decir 18.962.930 acciones no pertenecen al grupo controlante de la sociedad.

14) Resolución de Presidencia N° 5/02 de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires

Cumpliendo con la Resolución de Presidencia N° 5/02 de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, informamos que la sociedad presenta resultados acumulados negativos por $ 97,4 millones, los cuales aún no han consumido la totalidad del Patrimonio Neto de la Sociedad, el cual asciende a $ 348,6 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Vicepresidente