Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2004

Sep 13, 2004

Buenos Aires, 10 de septiembre de 2004

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 9 de septiembre de 2004, 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 decimoséptimo ejercicio económico finalizado el 31 de julio de 2004.

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 por el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 ascendió a $ 20.643.262. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de julio de 2004 es la siguiente:

Tabla Nº 1

3) Contexto económico argentino

La República Argentina se encuentra inmersa en un delicado contexto económico, cuyos principales indicadores son un alto nivel de endeudamiento externo, un sistema financiero en crisis y una recesión económica, que ha generado principalmente hasta fines del año 2002 una caída importante en la demanda de productos y servicios y un incremento significativo en el nivel de desempleo.

Para hacer frente a la mencionada crisis, a partir del mes de diciembre de 2001, el Gobierno emitió medidas, leyes, decretos y regulaciones que implicaron un profundo cambio del 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 significativa devaluación que se registró durante los primeros meses del año 2002, y la pesificación de ciertos activos y pasivos en moneda extranjera mantenidos en el país.

La situación descripta generó, principalmente durante el año 2002, un incremento significativo y dispar, entre los distintos indicadores económicos, tales como: tipo de cambio, índice de precios internos al por mayor (utilizado para la reexpresión de los estados contables del período anterior) e índices específicos de los bienes y servicios propios del negocio de la Sociedad. Estas circunstancias afectan la comparabilidad de los estados contables presentados y su interpretación debe ser realizada considerando las mismas.

Asimismo, los efectos más relevantes de la crisis mencionada sobre las operaciones de la Sociedad fueron el agravamiento de la situación económico-financiera como consecuencia de la devaluación del peso argentino y la caída de los resultados operativos derivada de la pesificación de los precios de la energía eléctrica, el incremento en ciertos costos de operación y las modificaciones al marco regulatorio del sector eléctrico.

La dirección de la Sociedad se encuentra implementando un plan de acción para contrarrestar el impacto negativo generado por estas circunstancias. Entre otras, las principales medidas que se están implementando son la renegociación de la deuda con la banca acreedora y vía las entidades que nuclean los intereses de los generadores, la normalización del mercado de la energía eléctrica.

Considerando lo expuesto anteriormente, la dirección de la Sociedad ha preparado los estados contables adjuntos asumiendo que continuará operando en condiciones normales y utilizando principios contables aplicables a este supuesto. Por lo tanto, dichos estados contables no incluyen los efectos de los eventuales ajustes y reclasificaciones, si los hubiere, que pudieran requerirse de no resolverse la situación descripta a favor de la continuidad de las operaciones de la Sociedad y la misma se viera obligada a realizar sus activos y cancelar sus pasivos, incluyendo los contingentes, en condiciones diferentes al curso normal de sus negocios.

4) Capital de trabajo negativo

Al 31 de julio de 2004, la Sociedad registró una pérdida neta de $ 20,6 millones, pérdidas acumuladas por $119,7 millones y un déficit de capital de trabajo de $ 730,2 millones.

A la fecha de emisión de los presentes estados contables, la Sociedad posee deudas de capital que se encuentran impagas y vencidas por US$ 227,2 millones y $ 27,2 millones, en tanto los intereses vencidos y pendientes de pago ascienden a US$ 14,4 millones y $ 3,0 millones.

La dirección de la Sociedad, tal como se indica en el punto precedente, se encuentra implementando un plan de acción para revertir estas circunstancias y ha presentado una propuesta de renegociación de deuda a los acreedores; por lo tanto, los estados contables han sido preparados teniendo en cuenta las consideraciones mencionadas anteriormente.

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 de la Comisión Nacional de Valores

(2) Información consolidada con CIBCO según sus estados contables consolidados al 31 de julio de 2003 y anteriores

(3) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2004

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 de la Comisión Nacional de Valores

(2) Información consolidada con CIBCO según sus estados contables consolidados al 31 de julio de 2003 y anteriores

(3) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2004

7) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/07/04	31/07/03	31/07/02	31/07/01	31/07/00
Ventas de energía en miles de MWh	1.225	1.177	1.286	1.143	1.381
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	25.280	30.408	4.974	33.656	19.349
Ventas de petróleo en el mercado extranjero en m3(1)	-	-	24.990	-	-
Ventas de propano en el mercado local en tn	4.381	6.916	7.413	5.559	5.595
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	4.845	2.711	2.004	1.483	2.783
Ventas de butano en el mercado local en tn	4.962	5.639	5.783	4.138	4.071
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	969	485	517	401	1.237
Ventas de gasolina en m3 en el mercado local (2)	-	-	-	2.527	6.008
Producción de energía en miles de MWh	1.208	1.198	1.272	1.003	1.324
Producción de petróleo en m3	15.534	16.886	19.355	19.138	22.131
Producción de gas en miles de m3	299.351	268.217	275.452	240.881	326.400
Producción de propano en tn	9.233	9.522	9.495	6.998	8.339
Producción de butano en tn	5.845	6.215	6.009	4.454	5.258
Producción de gasolina en m3 (1)	8.522	8.551	8.790	6.438	7.210
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	16	23	20	146	5
Compra de gas en miles de m3	1.305	31.875	41.339	13.049	13.692
Ventas de energía en $miles	44.954	35.974	33.044	48.830	68.002
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	15.097	13.672	3.255	12.321	8.058
Ventas de petróleo en el mercado extranjero en $miles	-	-	15.306	-	-
Ventas de propano en el mercado local en $miles	3.822	4.509	3.593	2.811	2.380
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	4.654	1.882	1.550	683	1.178
Ventas de butano en el mercado local en $miles	3.119	3.633	2.779	1.882	1.626
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	899	333	402	189	543
Ventas de gasolina en $miles (2)	-	-	-	1.002	2.153
Precio de venta promedio de energía por MWh	36,70	30,56	25,70	42,72	49,24
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	597,19	449,62	654,40	366,09	416,46
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
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	872,40	651,97	484,69	505,67	425,38
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	960,58	694,21	773,45	460,55	423,28
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	628,58	644,26	480,55	454,81	399,41
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	927,76	686,60	777,56	471,32	438,96
Precio de venta promedio de gasolina por m3	-	-	-	396,52	358,36

(1) Incluye 8.556 m3 de gasolina al 31 de julio de 2004, 8.551 m3 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 que la gasolina al 31 de julio de 2004, 2003 y 2002 respectivamente, se ha vendido como petróleo.

8) Indices

Tabla Nº 5

(1) Información consolidada con CIBCO según sus estados contables consolidados al 31 de julio de 2003 y anteriores

(2) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2004

(a)	Activo corriente
	Pasivo corriente

(b)	Patrimonio Neto
	Pasivo Total

(c)	Activo no corriente
	Total del Activo

9) Resultado acumulado al 31 de julio de 2004:

El primer trimestre del decimoséptimo ejercicio económico finalizado el 31 de julio de 2004 arrojó una pérdida neta de $miles 20.643 y un Patrimonio neto de $miles 326.094.

La ganancia bruta del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 fue del 36,1 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 28,5 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 72.545. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/07/04		31/07/03
Producto	$miles		$miles(1)
Energía	44.954	62,0%	35.974	59,9%
Petróleo	15.097	20,8%	13.672	22,8%
Propano	8.476	11,7%	6.391	10,7%
Butano	4.018	5,5%	3.966	6,6%
Total	72.545	100,0 %	60.003	100,0 %

(1) Pesos ajustados al 28 de febrero de 2003 de acuerdo con normas de la Comisión Nacional de Valores.

Las ventas netas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 se incrementaron en un 20,9 % 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 GWh aumentaron un 4,1 % pasando de 1.177 al 31 de julio de 2003 a 1.225 al 31 de julio de 2004, como consecuencia de una mejor performance de la operatoria de la central térmica.

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 8.980, representando un 25,0 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este aumento se debió principalmente al aumento en los precios mayoristas de energía eléctrica, a pesar de que los mismos se encuentran prácticamente pesificados por decisión del gobierno nacional (sólo se permitió el traslado de algunos mayores costos), el comportamiento de la mayor demanda de energía por parte del mercado evidenció un aumento en el mismo.

En el cuadro comparativo de la tabla Nº 4 se observa que en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 se han vendido GWh 1.225 (miles de megavatios hora), lo que representa un promedio de 408 GWh por mes. Si comparamos este promedio con el alcanzado durante el mismo período del ejercicio anterior (392 GWh), observamos un aumento del 4,1 % por los motivos comentados anteriormente.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo por el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 aumentaron en $miles 1.425, representando una suba del 10,4 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este incremento se debió a la suba en el precio del producto en términos de pesos de un 32,8 % que mitigó la disminución del volumen vendido del 16,9 %, de 30.408 m3 al 31 de julio de 2003 a 25.280 m3 al 31 de julio de 2004. El aumento en el precio del petróleo se debió principalmente al aumento del WTI, al aumento de la cotización del dólar y a la finalización del acuerdo de precio que las empresas productoras firmaron con el gobierno nacional, que establecía un tope de U$S 28,50 por barril para las ventas en el mercado interno. Dicho acuerdo empezó a regir a partir de enero de 2003 y repercutió en las ventas de la Sociedad desde dicho momento y hasta abril de 2004.

La producción de petróleo disminuyó un 8,0 %, de 16.886 m3 al 31 de julio de 2003 a 15.534 m3 al 31 de julio de 2004, como consecuencia de la menor cantidad de crudo proveniente de los pozos productores. Como puede observarse en la tabla N° 4, la producción de gas aumentó 31.134 miles de m3 si comparamos el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 con la producción acumulada en el mismo período del ejercicio anterior.

c) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 aumentaron en $miles 2.085 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia del aumento global de los precios de un 38,4 % que compensó el menor volumen vendido (401 tn).
• Las ventas de butano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 aumentaron en $miles 52 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia del aumento global de los precios de un 4,6 % que compensó el menor volumen vendido (193 tn).
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de julio de 2004 ya que 8.556 m3 fueron blendeados y vendidos con el petróleo por razones de mercado. Asimismo no se han registrado ventas de gasolina al 31 de julio de 2003 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

El costo de ventas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 ascendió a $miles 46.330, representando el 63,9 % sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 44.250, representando el 73,7 % sobre las ventas. Si bien los costos se mantuvieron constantes, es importante aclarar que debido a la consolidación de los resultados de Capex con Servicios Buproneu S.A. (SEB) (sociedad encargada de procesar el gas para la obtención de propano, butano y gasolina mediante el pago de un fee), fueron eliminados los cargos relacionados con la operación de la planta de LPG. Dicha disminución de costos fue compensada por el aumento en ciertos costos de producción por el impacto de la devaluación que afectaron a la adquisición de repuestos relacionados con los mantenimientos mayores realizados a las turbinas de la central térmica. Otro impacto significativo en los costos ha sido el incremento del resultado por tenencia contenido en el costo como consecuencia del incremento en el valor neto de realización de los productos.

Los gastos de administración del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2004 ascendieron a $miles 3.238 representando un 4,5 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 9,5 %, como consecuencia de las mayores erogaciones soportadas por la Sociedad a fin de mantener la eficacia lograda en la estructura administrativa.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 8.760, representando un 12,1 % sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos aumentaron un 31,7 %, como consecuencia de las mayores regalías abonadas como consecuencia de la mayor producción de gas y a las mayores retenciones de exportaciones de LPG abonadas como consecuencia del incremento de las ventas en el mercado externo.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 31.236, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron también negativos por $miles 6.984. La causa principal de este resultado financiero se debe a la variación del tipo de cambio de la moneda extranjera. La Sociedad se encuentra endeudada en dólares estadounidenses y por lo tanto los rubros más sensibles al respecto son los intereses devengados y la diferencia de cambio. Si observamos la variación en la cotización de la moneda extranjera entre mayo 2004 y julio 2004 ésta aumentó un 4,9 %, en tanto en el período comprendido entre mayo 2003 y julio 2003, la misma sufrió un aumento de apenas el 1,9 %.

Los otros egresos e ingresos netos fueron positivos por $miles 316, fundamentalmente por el devengamiento de una penalidad por el contrato de compra de gas. En el mismo período del ejercicio anterior los otros egresos e ingresos netos también fueron positivos por $miles 6.801, fundamentalmente por la operación de canje de activos realizada por nuestra controlada CIBCO. Esta última, con fecha 23 de junio de 2003, realizó un canje de activos con Agua del Cajón Cayman Company, a través del cual cedió su tenencia accionaria en Triunion y recibió a cambio el 100% del capital y de los votos de Servicios Buproneu S.A. (SEB), asumiendo una deuda de US$ 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. Posteriormente, el 22 de diciembre de 2003, el Directorio de Capex Internacional Business Company decidió liquidar dicha sociedad en forma anticipada y distribuir a Capex S.A. (único accionista) todos los activos y pasivos de la misma, entre los cuales se encuentra el pasivo con Agua del Cajón (Cayman) Company.

Evolución Patrimonial

Al 31 de julio de 2004 el activo no corriente disminuyó en $miles 19.430 en comparación con el 31 de julio de 2003. La causa principal de esta disminución es el incremento de la previsión por quebrantos impositivos diferidos y la disminución de los bienes de uso como consecuencia de las mayores amortizaciones relacionadas con la mayor producción, siendo compensado parcialmente por el vencimiento a futuro de los créditos por ventas relacionados con la venta de energía.

El pasivo aumentó en $miles 36.120, lo que representa un incremento del 4,0 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de la revaluación del peso con respecto al dólar teniendo en cuenta la posición en moneda extranjera de la Sociedad 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.

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 la prenda a su favor. Con fecha 10 de marzo de 2004 se firmó una tercera enmienda al contrato de préstamo con los tenedores de la Tercera Serie de Obligaciones Negociables por US$ 40.000.000, mediante la cual la Sociedad refinanció el saldo adeudado en 36 cuotas y pactó una tasa de interés de LIBO más 3 puntos pagaderos, este último, mensualmente. El vencimiento de la primera cuota de capital se producirá el 30 de enero de 2005 y las siguientes 35 cuotas restantes en trimestres consecutivos, comenzando el 30 de julio de 2005. Estos términos se mantendrán en la medida que la Sociedad logre refinanciar el resto de los pasivos bancarios antes del 30 de abril de 2005, caso contrario este pasivo deberá abonarse en tres cuotas mensuales y consecutivas a partir del 31 de mayo de 2005 y devengará una tasa de interés del 11,57 % pactado originalmente.

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:

1. por los quebrantos impositivos,
2. 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,
3. 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 quebrantos 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 2004 y las diferencias temporarias netas, previsionando el saldo que se estima no recuperable. Al cierre de los presentes estados contables, el crédito de impuesto correspondiente al quebranto impositivo y a las diferencias temporarias, netos de la previsión, se expone dentro del rubro “Otros Créditos”.

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.

10) 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

Los principales objetivos de la campaña de perforación en el Area Agua del Cajón serán: movilizar las reservas de gas comprobadas, mantener y aumentar la producción de gas para el consumo de la Central y buscar nuevos horizontes productivos dentro de esta área.

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 2004. De ese estudio realizado surge que las reservas comprobadas variaron con respecto al informe anterior de fecha 30 de abril de 2003 (menos la producción acumulada al 30 de abril de 2004) según el siguiente detalle:

	Variación
Gas	1,1 %
Petróleo	-4,6 %
Gasolina	10,6 %
Propano + butano	10,1 %

Nuevo marco regulatorio del sector eléctrico

En junio de 2003, el “fondo de estabilización” (fondo estacional) del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) entró en déficit por la no sanción de un nuevo “precio estacional” por parte de la Secretaría de Energía de la Nación (SEN).

En el marco de la Emergencia Económica, la SEN estableció “topes” a los precios spot de la energía eléctrica. En agosto de 2003 dictó la Resolución Nº 240, la que establece normas para la fijación del precio spot dentro del MEM 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. Su vigencia será hasta que la SEN disponga su levantamiento.

Adicionalmente, la SEN en septiembre de 2003 dictó la Resolución Nº 406 que establece mecanismos transitorios para la asignación de los fondos cobrados por CAMMESA, fijando una serie de prioridades, privilegiando el pago de costos. Los saldos pendientes de pago de cada mes se consolidarán y serán pagados cuando el fondo de estabilización posea el dinero suficiente. La vigencia de los mecanismos fue a partir de los vencimientos de septiembre de 2003 y hasta tanto la SEN disponga lo contrario. El saldo pendiente de cobro (en valores nominales) de la Sociedad, por este concepto, al 31 de julio de 2004 es de $ 19,9 millones.

En febrero de 2004, la SEN establece el primer ajuste de precio estacional, que no logra alcanzar para cubrir el déficit del fondo de estabilización, pero colabora en su reducción.

Con el objeto de hacer frente a la “crisis energética”, en julio de 2004, la SEN dictó la Resolución Nº 712 por medio de la cual crea un fondo para hacer inversiones necesarias que permitan incrementar la oferta de energía eléctrica en el MEM. En la misma norma se invita a participar del fondo constituido, a los generadores de energía que son acreedores de los saldos consolidados pendientes de pago del MEM, con un porcentaje de dichas acreencias más las que se generen en el futuro por este concepto.

En agosto de 2004, la SEN dictó la Resolución Nº 826 por medio de la cual se establece que los agentes acreedores del MEM que acepten participar del fondo de inversiones, podrán formar parte de la gestión de los proyectos conforme lo dicte la SEN, la que conservará la capacidad de veto de las decisiones y que la decisión de participar o no en el fondo de inversiones, deberá ser manifestada hasta el 17 de septiembre de 2004 teniendo el carácter de irrevocable.

Adicionalmente se establece que el fondo de inversiones se financiará con los saldos pendientes de pago que se generen en el periodo enero de 2004 y diciembre de 2006 inclusive, de acuerdo a lo establecido por la Resolución Nº 406 antes mencionada.

Finalmente con fecha 25 de agosto de 2004, la SEN dictó la Resolución Nº 842 por medio de la cual se establece un ajuste tarifario con vigencia des de el 1º de septiembre del corriente, con el objeto de adecuar las mismas a los costos de producción de los servicios.

11) Cantidad de acciones

Al 31 de julio de 2004 el capital social de la Sociedad estaba compuesto por 47.947.275 acciones ordinarias clase “A” escriturales de V/N $1 cada una, con derecho a 1 voto por acción. Del total de acciones, el 39,61725 %, es decir 18.995.395 acciones no pertenecen al grupo controlante de la sociedad.

12) 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 $ 119,7 millones, los cuales aún no han consumido la totalidad del Patrimonio Neto de la Sociedad, el cual asciende a $ 326,1 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Apoderado Apoderado