Capex S.A. — Interim / Quarterly Report 2008

Sep 7, 2007

Ciudad Autónoma de Buenos Aires, 6 de septiembre de 2007

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 5 de septiembre de 2007, 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 vigésimo ejercicio económico a finalizar el 30 de abril de 2008.

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 2007 ascendió a $ 7.574.214. La misma corresponde a resultados ordinarios.

2) La composición del Patrimonio Neto al 31 de julio de 2007 es la siguiente:

Tabla Nº 1

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

Tabla Nº 2

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

(2) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2007, 2006, 2005 y 2004

4) 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) Información consolidada con CIBCO según sus estados contables consolidados al 31 de julio de 2003

(2) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2007, 2006, 2005 y 2004

5) Datos estadísticos comparativos:

Tabla Nº 4

	31/07/07	31/07/06	31/07/05	31/07/04	31/07/03
Ventas de energía en miles de MWh	1.189	553	864	1.225	1.177
Ventas de petróleo en el mercado local en m3 (1)	28.388	30.447	27.522	25.280	30.408
Ventas de gas en miles de m3	-	99.744	41.791	-	-
Ventas de propano en el mercado local en tn	6.670	3.850	4.440	4.381	6.916
Ventas de propano en el mercado extranjero en tn	1.637	4.992	4.446	4.845	2.711
Ventas de butano en el mercado local en tn	5.019	4.929	4.962	4.962	5.639
Ventas de butano en el mercado extranjero en tn	480	752	710	969	485
Producción de energía en miles de MWh	1.224	570	878	1.208	1.198
Producción de petróleo en m3	18.329	19.980	16.901	15.534	16.886
Producción de gas en miles de m3	222.369	260.681	277.374	299.351	268.217
Producción de propano en tn	8.266	8.567	8.966	9.233	9.522
Producción de butano en tn	5.492	5.636	5.746	5.845	6.215
Producción de gasolina en m3 (1)	8.629	8.531	9.054	8.522	8.551
Compra de energía en miles de MWh (GUMA)	248	3	8	16	23
Compra de gas en miles de m3	91.012	-	-	1.305	31.875
Ventas de energía en $miles	93.216	35.166	41.039	44.954	35.974
Ventas de petróleo en el mercado local en $miles	23.912	26.685	18.159	15.097	13.672
Ventas de gas en $miles	-	19.235	6.953	-	-
Ventas de propano en el mercado local en $miles	5.970	3.082	3.432	3.822	4.509
Ventas de propano en el mercado extranjero en $miles	2.725	7.941	5.436	4.654	1.882
Ventas de butano en el mercado local en $miles	3.526	3.210	2.990	3.119	3.633
Ventas de butano en el mercado extranjero en $miles	809	1.187	869	899	333
Precio de venta promedio de energía por MWh	78,40	63,59	47,50	36,70	30,56
Precio de venta promedio de petróleo por m3 en el mercado local	842,33	876,44	659,80	597,19	449,62
Precio de venta promedio de gas por m3	-	187,86	166,38	-	-
Precio de venta promedio de propano en el mercado local por tn	895,05	800,52	772,97	872,40	651,97
Precio de venta promedio de propano en el mercado extranjero por tn	1.664,63	1.590,75	1.222,67	960,58	694,21
Precio de venta promedio de butano en el mercado local por tn	702,53	651,25	602,58	628,58	644,26
Precio de venta promedio de butano en el mercado extranjero por tn	1.685,42	1.578,46	1.223,94	927,76	686,60

(1) Incluye 8.644 m3, 8.612 m3, 9.015 m3, 8.556 m3 y 8.551 m3 de gasolina al 31 de julio de 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003, respectivamente vendidos como petróleo.

(2) La gasolina al 31 de julio de 2007, 2006, 2005, 2004 y 2003 respectivamente, se ha vendido como petróleo.

6) Indices

Tabla Nº 5

(a) Información consolidada con Servicios Buproneu S.A., según sus estados contables al 30 de junio de 2007, 2006, 2005 y 2004

(b) Información consolidada con CIBCO, según sus estados contables consolidados al 31 de julio de 2003.

(1)	Activo corriente
	Pasivo corriente

(2)	Patrimonio Neto
	Pasivo Total

(3)	Activo no corriente
	Total del Activo

7) Resultado acumulado al 31 de julio de 2007:

La ganancia bruta del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 fue del 30,4 % sobre las ventas netas y la pérdida final ascendió al 5,8 % de las mismas.

Las ventas netas ascendieron a $miles 130.158. La composición de las ventas en los distintos productos es la que se detalla a continuación:

	31/07/07		31/07/06
Producto	$miles	%	$miles	%
Energía	93.216	71,6	35.166	36,4
Petróleo	23.912	18,4	26.685	27,7
Gas	-	-	19.235	19,9
Propano	8.695	6,7	11.023	11,4
Butano	4.335	3,3	4.397	4,6
Total	130.158	100,0	96.506	100,0

Las ventas netas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 se incrementaron en un 34,9 % 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 en un 115,0 % pasando de 553 al 31 de julio de 2006 a 1.189 al 31 de julio de 2007, como consecuencia del la mayor generación de la central debido a que en el primer trimestre del ejercicio anterior: (i) se decidió vender en forma directa una parte del gas producido, (ii) los mantenimientos programados de la central y (iii) algunos problemas operativos para volver a poner en operación una turbina luego de su parada programada, hechos que no sucedieron en el trimestre que finaliza .

Las ventas de energía medidas en pesos aumentaron en $miles 58.050, representando un 165,1 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Este incremento se debió principalmente al aumento en los precios mayoristas de la energía eléctrica y a un mayor volumen de ventas registrado por los motivos indicados anteriormente. A pesar de que los precios se encuentran prácticamente pesificados por decisión del gobierno nacional, se permitió el traslado de algunos mayores costos, principalmente el aumento del precio del combustible que, junto con el comportamiento de la mayor demanda de energía por parte del mercado, se tradujeron en un aumento en los precios.

En el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 se han vendido GWh 1.189 (miles de megavatios hora), lo que representa un promedio de 396 GWh por mes. Comparando este promedio con el alcanzado durante el mismo período del ejercicio anterior (184 GWh), observamos un aumento del 115,0%.

b) Petróleo:

Las ventas de petróleo del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 disminimuyeron en $miles 2.773, representando una disminución del 10,4 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior. Esta disminución se debió a la baja en el precio del producto en términos de pesos de un 3,9 %. La disminución en el precio del petróleo se debió principalmente a la disminución del WTI.

La producción de petróleo disminuyó un 8,3 %, de 19.980 m3 al 31 de julio de 2006 a 18.329 m3 al 31 de julio de 2007, como consecuencia de la menor cantidad de condensado extraído debido a los trabajos de reparación de los pozos.

c) Gas:

Durante el período de tres meses finalizado al 31 de julio de 2007 no se han registrado ventas de gas debido a la disminución de la producción de gas y a que la misma fue demandada en su totalidad para la generación de energía eléctrica. La venta de gas para el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2006 ascendió $ miles 19.235.

La producción de gas disminuyó en 38.312 miles de m3, es decir, un 15 % como consecuencia de los trabajos de reparación de ciertos pozos que los mantuvo fuera de producción, si comparamos la correspondiente al período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 con la producción acumulada del mismo período del ejercicio anterior.

d) Propano, butano y gasolina:

• Las ventas de propano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 disminuyeron en $miles 2.328 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de la disminución global del precio promedio de ventas en un 16,0 %, pasando de $/tn 1.246,66 al 31 de julio de 2006 a $/tn 1.046,71 al 31 de julio de 2007 y a la disminución del volumen vendido en un 6,1 %.
• Las ventas de butano en el período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 disminuyeron en $miles 62 con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia de la disminución del volumen vendido en un 3,2 % compensado con un aumento global del precio promedio de ventas de un 1,9 % pasando de $/tn 773,9 al 31 de julio de 2006 a $/tn 788,3 al 31 de julio de 2007.
• No se han registrado ventas de gasolina al 31 de julio de 2007 ya que 8.644 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 2006 por los mismos motivos expuestos anteriormente.

El costo de ventas del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 ascendió a $miles 90.634, representando el 69,6 % sobre las ventas netas, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior ascendió a $miles 66.713, representando el 69,1 % sobre las ventas. El aumento del 35,9 % en el costo de ventas fue generado principalmente por:

• las mayores amortizaciones de los bienes que amortizan por agotamiento, como consecuencia del nuevo informe de reservas al 30 de abril de 2007,
• un incremento de los costos laborales,
• las mayores compras de gas
• las mayores compras de energía, y
• el incremento en los costos de los servicios petroleros.

Los gastos de comercialización fueron de $miles 11.224, representando un 8,6% sobre las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior éstos disminuyeron un 7,6 %, principalmente como consecuencia de (i) la disminución en los importes de regalías devengadas y (ii) las menores retenciones de exportaciones de LPG abonadas como consecuencia de la disminución de las ventas en el mercado externo.

Los gastos de administración del período de tres meses finalizado el 31 de julio de 2007 ascendieron a $miles 7.398, representando un 5,7 % respecto de las ventas netas. Con respecto al mismo período del ejercicio anterior, éstos aumentaron un 34,3 %, como consecuencia de los mayores gastos y comisiones bancarias devengadas, entre otros.

Los resultados financieros y por tenencia arrojaron un saldo negativo de $miles 24.252, mientras que en el mismo período del ejercicio anterior fueron negativos por $miles 8.751. Las causas principales de este resultado financiero al 31 de julio de 2007 se originan principalmente en: (i) las comisiones abonadas como consecuencia de la refinanciación de los pasivos financieros; (ii) la variación del tipo de cambio de la moneda extranjera, (iii) intereses devengados por la deuda reestructurada y (iv) la variación del resultado por tenencia. La Sociedad se encuentra fuertemente endeudada en dólares estadounidenses a largo plazo y por lo tanto los rubros más sensibles, frente a un aumento del tipo de cambio, son los intereses devengados y la diferencia de cambio. Si observamos la variación en la cotización de la moneda extranjera entre mayo 2007 y julio 2007 ésta aumentó un 1,1 %, en tanto en el mismo período del ejercicio anterior la misma aumentó un 0,8 %.

Los otros ingresos netos fueron negativos por $miles 2.423, fundamentalmente por el cargo a resultado de los gastos incurridos en la licitación de áreas que no resultaron otorgadas a la Sociedad. En el mismo período del ejercicio anterior los otros ingresos netos fueron negativos por $miles 11.256 debido fundamentalmente a la previsión de regalías hidrocarburíferas.

Evolución Patrimonial

Al 31 de julio de 2007 el activo no corriente disminuyó en $miles 58.474 en comparación con el 31 de julio de 2006. Las causas principales de esta variación son las disminuciones netas en otros créditos y bienes de uso por $ miles 31.474 y $miles 34.764, respectivamente, compensado con el aumento en bienes de cambio y activos intangibles por $miles 1.483 y $miles 6.281, respectivamente.

El pasivo disminuyó en $miles 1.109, lo que representa un decremento del 0,1 % con respecto al mismo período del ejercicio anterior, como consecuencia principalmente del incremento de la deuda financiera debido a la refinanciación de las Obligaciones Negociables con la suscripción de los dos préstamos cuyo desembolso se produjo el 18 de julio de 2007, incremento en el pasivo impositivo diferido, compensado por una disminución de las previsiones de regalías de hidrocarburos. Los préstamos mencionados son los siguientes:

• 1. préstamo no garantizado en dólares estadounidenses por una suma de US$ 238.339.978 destinado al prepago de las Obligaciones Negociables de fecha 21 de septiembre de 2005, y
• préstamo no garantizado en dólares estadounidenses por una suma de US$ 11.660.022 para la compra de activos no financieros.

Las sumas desembolsadas devengarán intereses compensatorios pagaderos por períodos de seis meses, a partir del desembolso, a una tasa variable equivalente a LIBO para un período seis meses más una tasa del 3,80% nominal anual. Asimismo se prevé un interés moratorio del 2 % sobre los montos que pudieran adeudarse en caso de incumplimiento de pago de cada préstamo. El capital desembolsado será amortizado en nueve cuotas semestrales iguales y consecutivas con tres años de gracia.

8) Perspectivas

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 potencia y costos de generadores privados y transportistas, y saldos pendientes de acreencias. 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 rige a partir de los vencimientos de septiembre de 2003 y hasta tanto la SEN disponga lo contrario. En el presente período no se han retenido fondos.

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 (FONINVEMEM). 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 de este emprendimiento.

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

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 desde el 1º de septiembre de 2004, con el objeto de adecuar las mismas a los costos de producción de los servicios.

Luego, la Resolución SEN 956/04 aclara algunos aspectos técnicos no tenidos en cuenta en la Resolución SEN 826/04 sobre el cálculo del aporte al FONINVEMEM.

Finalmente, en abril de 2005, la Sociedad decidió participar del fondo de inversiones FONINVEMEM, con el 65 % de las acreencias acumuladas (aplicación del inc “c” de la Resolución SE 406/03) por aplicación de la Resolución SEN 826/04.

En octubre de 2005 y mediante la Resolución N° 1193, la Secretaría de Energía invitó a participar en la gestión de la construcción, operación, mantenimiento y financiación de las centrales, estableciendo además un plan de pago para la restitución de los importes de las acreencias acumuladas en el FONINVEMEM. La Sociedad optó por no participar en dicha gestión. El plan de pago establecido consiste en devolver el saldo de las acreencias acumuladas en 120 cuotas iguales y consecutivas (el que luego de ser transformado a dólares estadounidenses devengará un interés de LIBOR + 1 punto) a partir de la habilitación comercial de las centrales antedichas (estimándose para diciembre 2008). Debido a este cambio los saldos acumulados por este concepto fueron expuestos en otros créditos en fideicomiso no corrientes y valuados según lo indicado en Nota 3.d) a los estados contables individuales al 31 de julio de 2007.

Con fecha 29 de noviembre de 2005, la Secretaría de Energía, a través de la Resolución N° 1866, estableció el “Cargo transitorio para la conformación del FONINVEMEM” con el objeto de complementar los aportes de capital que realicen los agentes acreedores del MEM. Dicho cargo será aplicado a la totalidad de la energía eléctrica consumida por los agentes demandantes del MEM (usuarios finales) por un plazo de sesenta meses.

Ante las dificultades presentadas para la obtención de contratos directos entre Agentes Generadores y Productores de Gas, la autoridad de aplicación emitió la Resolución SE 925/05, la cual habilita a los Generadores a realizar Ofertas Irrevocables Estandarizadas (OIE) de acuerdo con las características pre-establecidas en la Resolución SE 752/05 del mercado de Gas.

La Resolución SE 752/05 establece precios máximos y condiciones estandarizadas para adquisición del combustible y un mecanismo por el cual se obliga a los productores – exportadores de Gas a satisfacer las OIE presentadas, convirtiéndose las mismas, en Inyecciones Adicionales Permanentes (IAP).

Con el objeto de complementar las compras de gas que realicen los Generadores, la Secretaría de Energía emitió la Resolución SE 1810/05, la cual instruye a CAMMESA a realizar OIE, en los términos establecidos en la Resolución SE 925/05, por los volúmenes que le indique la Secretaría de Energía.

La Resolución SE 1281/06, publicada el 05 de septiembre de 2006 en el Boletín Oficial, establece cambios normativos de relevancia respecto de (i) el respaldo físico de la demanda, (ii) el destino de la generación existente y (iii) el encuadre de la nueva generación que se vincule al Sistema Eléctrico.

Se establece que la generación existente de Capex SA, cuya habilitación es anterior al dictado de esta norma, solo puede abastecer con “respaldo físico” a agentes demandantes del MEM con los que cuente con contratos de abastecimiento, hasta un tope determinado por la demanda del mismo cliente del año 2005. Como se ha indicado, esta modificación sólo afecta el respaldo físico; por lo tanto, no hay afectación en los montos y volúmenes involucrados en los contratos pactados por la Sociedad.

Con fecha 31 de mayo de 2007 la Secretaría de Energía publicó la Resolución SE 564/07, la cual convoca a los Agentes Privados Acreedores del MEM a manifestar su decisión de participar en el FONINVEMEM 2007, teniendo que optar por tres alternativas:

• 1. aporte del 50% del total de sus Acreencias durante el período comprendido entre enero y diciembre 2007 inclusive,
• aporte del 50% del total de sus Acreencias durante el mencionado período y asumir el compromiso de incrementar su participación en el financiamiento sobre el total del saldo restante a financiar para completar las obras, y
• No participar.

Con fecha 15 de junio de 2007 nuestra empresa adhirió a la opción 1) antes indicada.

La empresa recibirá, a partir de la habilitación comercial de las centrales del FONINVEMEM, en 120 cuotas iguales y consecutivas, la devolución de sus acreencias del mencionado período, convertidas a dólares estadounidenses, con un rendimiento anual equivalente al obtenido de aplicar una tasa anual de LIBO + 2 puntos o LIBO + 1,5 puntos dependiendo del nivel de adhesión.

Desde su aporte y hasta la habilitación comercial de las centrales, las acreencias devengarán, en pesos:

• • 1. Una tasa de interés equivalente al rendimiento medio mensual obtenido por CAMMESA en sus colocaciones financieras.
  • Una vez transferidas a los fideicomisos de las centrales, el rendimiento obtenido por éstos.

Con fecha 13 de Junio de 2007 la Secretaría de Energía publicó la Resolución 599/07, la cual homologa el “Acuerdo con Productores de Gas Natural 2007-2011”, tendiente a la satisfacción de la demanda doméstica. El dicho Acuerdo, a la fecha no suscripto por Capex, establece los volúmenes de gas que cada productor debe aportar al mercado interno, discriminado por tipo de demanda, desde el año 2007 hasta el año 2011. Asimismo establece una pauta de evolución de precios de gas en boca de pozo.

Reservas de petróleo y gas

Netherland, Sewell & Associates Inc., consultores internacionales independientes, realizaron una auditoría de reservas en las áreas Agua del Cajón al 30 de abril de 2007. De ese estudio realizado surge que las reservas comprobadas variaron con respecto al informe anterior de fecha 30 de abril de 2006 (menos la producción acumulada al 30 de abril de 2007) según el siguiente detalle:

	Variación
Gas	-4,0 %
Petróleo	17,9 %
Gasolina	-23,1 %
Propano + butano	-23,0 %

Adquisición de nuevas áreas

Con fecha 19 de junio de 2007 la Sociedad suscribió un acuerdo con INTERENERGY ARGENTINA S.A en virtud del cual dicha empresa le ha cedido los Permisos de Exploración y Eventual Explotación, Transporte y Comercialización de Hidrocarburos en las áreas “Loma de Kauffman”, “Lago Pellegrini” y “Villa Regina” ubicadas en la Provincia de Río Negro, por un importe total de $ 10.758.986, sujeto a las siguientes condiciones para su validez entre las partes:

1°) Aprobación del acuerdo de cesión por el Comité de Auditoría de la Sociedad, en virtud de lo dispuesto por el artículo 73 del Decreto 677/01 “Régimen de Transparencia de la Oferta Pública. El Comité lo aprobó el 22 de junio de 2007.

2°) Presentación de la solicitud de aprobación de la cesión ante el Poder Ejecutivo de la Provincia de Río Negro de conformidad con lo dispuesto por los Contratos de Concesión correspondientes a cada uno de los permisos cedidos.

9) Cantidad de acciones

Al 31 de julio de 2007 el capital social de la Sociedad estaba compuesto por 59.934.094 acciones ordinarias clase “A” escriturales de V/N $1 cada una, con derecho a 1 voto por acción. Del total de acciones, el 67,58 %, es decir, 39.616.441 acciones pertenecen al grupo controlante de la sociedad.

10) Identificación del accionista controlante de la sociedad

El accionista controlante es Compañías Asociadas Petroleras S.A. con domicilio legal en Avenida Córdoba 948/950, piso 5, departamento C, Ciudad Autónoma de Buenos Aires.

11) 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 $ 5,5 millones y un Patrimonio Neto de $ 466,6 millones.

Sin otro particular, saluda a Ud. muy atentamente,

Alejandro Götz

Presidente